Diseño de una Planta Fotovoltaica en conexión a redRESUMEN Este proyecto tiene como principal...

UNIVERSIDAD CARLOS III DE MADRID

ESCUELA POLITÉCNICA SUPERIOR

DEPARTAMENTO DE TECNOLOGÍA ELECTRÓNICA

PROYECTO FIN DE GRADO

DISEÑO DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA

DE CONEXIÓN A RED

Grado en Ingeniería Electrónica Industrial y Automática

Autor: Marta García Díaz

Tutor: Vicente Salas Merino

Septiembre 2015

AGRADECIMIENTOS

A mi familia, amigos, compañeros y profesores que han formado parte de esta

gran aventura. Gracias por estar conmigo en todo momento.

A mi tutor, Vicente Salas, por toda su ayuda.

RESUMEN

Este proyecto tiene como principal objetivo diseñar una instalación solar fotovoltaica

conectada a red. Para ello, es preciso tener en cuenta tanto el aspecto técnico como el

económico.

El primer paso para conseguir dicho propósito consiste en analizar el terreno, seguido de

un estudio del recurso solar del sitio.

Para determinar qué configuración es la más óptima, se presentarán seis opciones

distinguiéndose unas de otras en función del módulo e inversor.

A continuación se compararán los resultados de las simulaciones realizadas con el

software PVSyst, una vez introducidos los datos calculados de cada configuración.

Para finalizar, se realiza un análisis económico de cada opción para poder escoger la

configuración más adecuada, basándose en los factores técnicos y económicos realizados a

lo largo del proyecto.

ABSTRACT

The aim of this Project is to design a photovoltaic solar system connected to the grid. To

develop it, it has to be considered either the technical and economical aspects.

First of all, the ground has to be examinated, followed by a study of the solar resource in

the area.

To determine which configuration is the most optimal, six options will be compared

focusing on the type of the module and the inverter used. This study will be done through

the comparation between the different results of the simulations developed by the PVSyst

software. On the other hand, an economical analysis will be done.

On the way to conclude the project, it will be possible to choose the most appropiate

configuration based on the technical and economical aspects.

ÍNDICE

AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................. 1

RESUMEN ................................................................................................................................. 2

ABSTRACT ................................................................................................................................. 3

ÍNDICE ...................................................................................................................................... 4

Justificación .............................................................................................................................. 9

Objetivos ................................................................................................................................ 10

Desarrollo y fases del proyecto ............................................................................................... 11

Diagrama de Gantt del proyecto ............................................................................................. 12

Capítulo 1: Introducción a la Energía Solar Fotovoltaica .......................................................... 13

1.1 Energías Renovables ..................................................................................................... 13

1.2 Energía Solar ................................................................................................................. 20

1.2.1 Energía Solar Térmica ............................................................................................ 23

1.2.2 Energía Solar Fotovoltaica ...................................................................................... 26

Capítulo 2: Tipos de sistemas fotovoltaicos ............................................................................. 29

2.1 Sistemas aislados .......................................................................................................... 29

2.2 Sistemas conectados a la red ........................................................................................ 31

2.3 Sistemas Híbridos ......................................................................................................... 32

Capítulo 3: Componentes de una Planta Solar Fotovoltaica ..................................................... 34

3.1 Módulos .................................................................................................................. 35

3.2 Estructura soporte del panel fotovoltaico ................................................................ 46

3.3 Inversor ................................................................................................................... 48

3.4 Transformador......................................................................................................... 50

Capítulo 4: Fases de Diseño de Grandes Plantas Fotovoltaicas ................................................ 52

Capítulo 5: Estudio previo ....................................................................................................... 60

5.1 Descripción del Proyecto ............................................................................................... 60

5.2 Inspección del emplazamiento ...................................................................................... 62

5.3 Diseño de la configuración técnica – Comparación de las diferentes configuraciones .... 63

5.4 Recurso Solar ................................................................................................................ 70

Capítulo 6: Simulaciones ......................................................................................................... 76

Capítulo 7: Resultados ............................................................................................................ 80

Capítulo 8: Conclusiones ......................................................................................................... 96

Presupuesto ............................................................................................................................ 97

Trabajos Futuros ..................................................................................................................... 98

Anexos .................................................................................................................................. 101

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1: Esquema de una central hidráulica a pie de presa…………………………………………… 15 Figura 1.2: Aerogeneradores…………………………………………………………………………………………….. 16 Figura 1.3: Altura del Sol en diferentes estaciones del año (E-O)………………………………………. 21 Figura 1.4: Altura del Sol en diferentes estaciones del año (N-S)………………………………………. 21 Figura 1.5: Tipos de radiación…………………………………………………………………………………………… 22

Figura 1.6: Radiación Solar en los diferentes meses del año (MJ/m2)……………………………….. 22 Figura 1.7: Sistema solar térmico……………………………………………………………………………………… 23 Figura 1.8: Sistema solar térmico……………………………………………………………………………………… 25 Figura 1.9: Módulos fotovoltaicos de gran tamaño en una instalación industrial……………… 26 Figura 2.1: Clasificación de sistemas fotovoltaicos…………………………………………………………… 30 Figura 2.2: Sistema solar fotovoltaico aislado…………………………………………………………………… 31

Figura 2.3: Sistema Solar Fotovoltaico conectado a red……………………………………………………. 32 Figura 2.4: Esquema del sistema solar fotovoltaico conectado a red………………………………… 32 Figura 2.5: Ejemplo de edificio solar fotovoltaico……………………………………………………………… 33 Figura 2.6: Sistema híbrido fotovoltaico (Generador fotovoltaico, baterías y generador diésel)………………………………………………………………………………………………………………………….......

35

Figura 3.1: Esquema de una instalación fotovoltaica con conexión monofásica a la red. …. 35 Figura 3.2: Vista esquemática de una célula fotovoltaica………………………………………………….. 37 Figura 3.3: Panel Solar Fotovoltaico...................................................................................... 38 Figura 3.4: Composición de un panel fotovoltaico……………………………………………………………. 39 Figura 3.5: Ilustración de una célula de Si monocristalino…………………………………………………. 40 Figura 3.6: Ilustración de una célula de Si policristalino.…………………………………………………… 40 Figura 3.7: Ilustración de una célula de Si amorfo…………………………………………………………….. 41 Figura 3.8: Ilustración de una célula de CIS………………………………………………………………………. 41 Figura 3.9: Ilustración de una célula de CdTe……………………………………………………………………. 42 Figura 3.10: Componentes de un panel fotovoltaico………………………………………………………… 44 Figura 3.11: Ejemplo de características eléctricas…………………………………………………………….. 44 Figura 3.12: Curva de tensión e intensidad en función de distintos niveles de irradiancia… 45 Figura 3.13: Curva tensión e intensidad de un panel fotovoltaico…………………………………….. 45 Figura 3.14: Curva tensión e intensidad en función de la temperatura……………………………… 47 Figura 3.15: Movimiento de un seguidor solar de un eje………………………………………………….. 48 Figura 3.16: Seguidor de doble eje……………………………………………………………………………………. 51 Figura 3.17: Esquema de un transformador monofásico elevador………………………………….... 51 Figura 3.18: Esquema de un transformador monofásico reductor……………………………………. 52 Figura 4.1: Ejemplo de sistema fotovoltaico convencional………………………………………………… 52 Figura 4.2: Sistema reflectante de módulos CPV………………………………………………………………. 53 Figura 4.3: Precio módulo fotovoltaico (1977-2013)…………………………………………………………. 55 Figura 4.4: Marco temporal para un proyecto de 20 MW…………………………………………………. 56 Figura 4.5: Costes en las etapas del ciclo de vida de un Proyecto……………………………………… 60 Figura 5.1: Localización de la Planta (España)…………………………………………………………………… 61 Figura 5.2: Localización de la Planta (Toledo)……………………………………………………………………. 61 Figura 5.3: Vista aérea de la Planta 1………………………………………………………………………………… 62 Figura 5.4: Vista aérea de la Planta 2……………………………………………………………………………….. 68 Figura 5.5: Descripción gráfica del Pitch……………………………………………………………………………. 70 Figura 5.6: Mapa de irradiación solar de España………………………………………………………………. 71 Figura 5.7: Cobertura vía satélite en las regiones del mundo……………………………………………. 77 Figura 6.1: Entorno de trabajo PVSyst para selección de datos previos…………………………….. 78

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 6.2: Entorno de trabajo PVSyst para la creación del sistema…………………………………. 79 Figura 6.3: Entorno de trabajo PVSyst para diseñar el sistema………………………………………… 81 Figura 7.1: Diagrama de pérdidas del escenario 1…………………………………………………………….. 81 Figura 7.2: Diagrama de pérdidas del escenario 4…………………………………………………………….. 82 Figura 7.3: Producción normalizada escenario 1………………………………………………………………. 82 Figura 7.4: Producción normalizada escenario 4………………………………………………………………. 82 Figura 7.5: Producción normalizada y factores de pérdida escenario 1…………………………….. 82 Figura 7.6: Producción normalizada y factores de pérdida escenario 4…………………………….. 83 Figura 7.7: Factor de Rendimiento del escenario 1…………………………………………………………… 83 Figura 7.8: Factor de Rendimiento del escenario 4…………………………………………………………… 85 Figura 7.9: Diagrama de pérdidas del escenario 2…………………………………………………………….. 85 Figura 7.10: Diagrama de pérdidas del escenario 5…………………………………………………………… 85 Figura 7.11: Producción normalizada escenario 2…………………………………………………………….. 85 Figura 7.12: Producción normalizada escenario 5…………………………………………………………….. 86 Figura 7.13: Producción normalizada y factores de pérdida escenario 2…………………………… 86 Figura 7.14: Producción normalizada y factores de pérdida escenario 5…………………………… 87 Figura 7.15: Factor de Rendimiento del escenario 2…………………………………………………………. 87 Figura 7.16: Factor de Rendimiento del escenario 5…………………………………………………………. 88 Figura 7.17: Diagrama de pérdidas del escenario 3…………………………………………………………… 88 Figura 7.18: Diagrama de pérdidas del escenario 6…………………………………………………………… 89 Figura 7.19: Producción normalizada escenario 3…………………………………………………………….. 89 Figura 7.20: Producción normalizada escenario 6…………………………………………………………….. 89 Figura 7.21: Producción normalizada y factores de pérdida escenario 3…………………………… 89 Figura 7.22: Producción normalizada y factores de pérdida escenario 6…………………………… 90 Figura 7.23: Factor de Rendimiento del escenario 3…………………………………………………………. 90 Figura 7.24: Factor de Rendimiento del escenario 6…………………………………………………………. 90 Figura 7.25: Diagrama de pérdidas del escenario 1…………………………………………………………… 91 Figura 7.26: Diagrama de pérdidas del escenario 2…………………………………………………………… 92 Figura 7.27: Diagrama de pérdidas del escenario 3…………………………………………………………… 92 Figura 7.28: Gráfica de eficiencias de módulos de distintas tecnologías……………………………. 93 Figura 7.29: Costes de inversión para instalaciones PV en suelo sin seguimiento……………… 94 Figura 7.30: Evolución de los costes de inversión de una instalación PV en suelo…………….. 94

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1: Energías renovables y no renovables………………………………………………………………… 14 Tabla 1.2: Ventajas e Inconvenientes de la Energía Hidráulica………………………………………….. 16 Tabla 1.3: Ventajas e Inconvenientes de la Energía Eólica………………………………………………… 17 Tabla 1.4: Ventajas e Inconvenientes de la Energía Geotérmica……………………………………….. 19 Tabla 1.5: Ventajas e Inconvenientes de la Energía Solar………………………………………………….. 20 Tabla 3.1: Aspectos que afectan a los materiales semiconductores………………………………….. 38 Tabla 5.1: Definición de escenarios…………………………………………………………………………………… 63 Tabla 5.2: Características de los módulos…………………………………………………………………………. 64 Tabla 5.3: Irradiación con distinta inclinación…………………………………………………………………… 66 Tabla 5.4: Efectos de sombreado en módulos colocados vertical y horizontalmente………. 67 Tabla 5.5: Pitch y Pérdidas por sombreado de cada escenario………………………………………….. 68 Tabla 5.6: Características de los inversores………………………………………………………………………. 69 Tabla 5.7: Irradiación Horizontal Estimada por diferentes BBDD………………………………………. 74 Tabla 5. 8: Características de las diferentes BBDD…………………………………………………………….. 74 Tabla 5.9: Irradiación Horizontal, TMY……………………………………………………………………………… 75 Tabla 7.1: Características de los escenarios 1 y 4………………………………………………………………. 76 Tabla 7.2: Resultados de los escenarios 1 y 4……………………………………………………………………. 80 Tabla 7.3: Características de los escenarios 2 y 5………………………………………………………………. 82 Tabla 7.4: Resultados de los escenarios 2 y 5……………………………………………………………………. 84 Tabla 7.5: Características de los escenarios 3 y 6……………………………………………………………… 86 Tabla 7.6: Resultados de los escenarios 3 y 6……………………………………………………………………. 89 Tabla 7.7: Análisis económico en función de módulo e inversor………………………………………. 91 Tabla 7.8: Análisis económico en función de módulo e inversor………………………………………. 95

Diseño de una Planta Fotovoltaica en conexión a red


9

Justificación

Desde la antigüedad, el hombre ha necesitado de la energía para su supervivencia.

En sus inicios consistían en recursos básicos y, poco a poco ha ido aumentado la demanda

energética hasta llegar a la sociedad actual que precisa de ella para cualquier actividad del

día a día.

Las principales energías empleadas son aquellas de carácter fósil, también denominados

como energías no renovables. Como su nombre indica, uno de los mayores problemas de

su aplicación es que no se regenera, es decir, tarde o temprano desaparecerá. Además, se

debe tener muy en cuenta su factor contaminante y dañino del medio ambiente.

Como solución a dichos problemas surgen las energías renovables, consideradas como

limpias por no ser tan contaminantes como las anteriores.

También se hace referencia a ellas como inagotables puesto que provienen de fuentes

naturales como el sol, el agua, el viento, etc. Al tratarse de recursos ilimitados se cuenta

con la garantía de que un exceso en su uso no provocará un agotamiento de dicha materia

prima.

Se considera el tema de vital importancia en la actualidad y, en él se basa el presente

documento. Esto es, el diseño de una planta solar fotovoltaica conectada a red.

En éste área aún se puede seguir avanzando y experimentando para conseguir una mayor

eficiencia y rentabilidad. Se trata de un campo muy interesante e importante donde poder

desarrollar mi carrera profesional.



10

Objetivos

Este proyecto tiene como objetivo principal diseñar una instalación solar

fotovoltaica conectada a red. Para ello, es preciso tener en cuenta tanto el aspecto técnico

como el económico.

En base a lograr este objetivo principal, se establecen los siguientes objetivos secundarios:

- Recopilar información realizando una búsqueda bibliográfica de los principales

conceptos e ideas que diversos autores y especialistas en la materia han llevado a

cabo a lo largo de los últimos años.

- Determinar la ubicación idónea donde se situará la planta solar fotovoltaica

conectada a red.

- Analizar el terreno seleccionado con el fin de garantizar la máxima productividad de

dicha planta.

- Estudiar el recurso solar en ese emplazamiento concreto, basado en los resultados

arrojados por diferentes bases de datos profesionales (Solargis, PVGIS, Meteonorm,

SWERA- NREL y NASA).

- Proponer varias configuraciones o escenarios con distintas tecnologías e inversores,

basadas en un cálculo previo en función de las características de los componentes de

la instalación solar fotovoltaica.

- Simular cada uno de los escenarios con la ayuda del software PVSyst, herramienta

utilizada profesionalmente para el diseño y optimización de un sistema solar

fotovoltaico. Con el fin de conseguir una solución coherente, se han realizado dichas

simulaciones a partir de los cálculos previos, ya citados.

- Analizar técnica y económicamente cada configuración planteada.

- Comparar los resultados obtenidos del análisis técnico y económico de las diferentes

opciones planteadas.

- Decidir qué escenario es el más óptimo para este proyecto.



11

Desarrollo y fases del proyecto

1. Planificación de las distintas fases del proyecto.

2. Búsqueda de información y estudio detallado de los sistemas fotovoltaicos: Búsqueda de información, comprensión y estudio de todo lo relacionado con estos sistemas: componentes, características, tipos, topologías, etc. Punto sencillo pero básico para el futuro desarrollo del proyecto.

3. Cálculos previos y diseño de configuraciones: Es una de las fases más importantes, donde se va a realizar el diseño de diferentes configuraciones o escenarios posibles, con el fin de comparar diferentes aspectos y determinar cuál es el más idóneo para este proyecto. Para ello, son precisos unos cálculos previos en función de las características de los componentes empleados en cada configuración.

4. Estudio del software PVSyst: Búsqueda de información y manuales con el fin de adquirir los conocimientos necesarios para iniciarse en el programa.

5. Simulación de las distintas configuraciones: Simulación mediante el programa PVSyst del sistema fotovoltaico. Es una de las fases más críticas y laboriosas del proyecto porque es donde se ve si se han cumplido los objetivos del trabajo.

6. Presentación y análisis de resultados: Esta es la fase más importante, donde se comprueba si lo realizado anteriormente es correcto.

7. Elaboración del documento: Se redacta el presente documento. Se ha ido realizando en paralelo con todas las demás fases anteriores.

8. Realización de la presentación del TFG.

9. Exposición ante el tribunal.



12

Diagrama de Gantt del proyecto



13

Capítulo 1: Introducción a la Energía Solar Fotovoltaica

En este primer capítulo se exponen los términos más relevantes de la energía solar fotovoltaica para definir las bases sobre las que se asienta este proyecto.

1.1 Energías Renovables

El hombre ha precisado de energías desde la antigüedad. El Sol como primera

fuente de energía proporciona a la naturaleza y al hombre luz y calor, energías

fundamentales para la existencia de vida en la Tierra. El hombre combatía el frío con el

fuego (utilizando la leña), el cual continuó usando para preparar los alimentos y fundir

metales. Más tarde, utilizó la fuerza del viento para navegar. Así fue avanzando hasta llegar

actualmente a otras fuentes de energía. Con el paso del tiempo y la evolución del hombre,

la necesidad de energía es cada vez mayor como por ejemplo la energía electrica, básica

para el hombre siendo el motor de todo. El aumento de la demanda de energía y materias

primas en determinados países emergentes es bastante considerable (Roldán, 2013).

Según este mismo autor, las principales energías empleadas son de carácter fósil (carbón,

petróleo y gas natural), aquellas que tienen una fecha de caducidad, es decir, no se sabe

cuándo se acabarán, pero sí que tarde o temprano lo harán, puesto que no se reponen. Por

eso son llamadas energías no renovables.

En cambio, también nos presenta otro tipo de energías que provienen de recursos

naturales y son consideradas inagotables, bien porque su cantidad es inmensa o bien

porque son renovadas por la naturaleza. Es el caso de las denominadas energías

renovables. Aquellas consideradas como limpias por no ser tan contaminantes como las no

renovables. Algunas de ellas son: la luz y el calor que nos proporciona el Sol, el agua de un

río, el viento, la masa arbórea (biomasa), etc.



14

Tabla 1.1: Energías renovables y no renovables. (Fuente: Roldán, Instalaciones solares fotovoltaicas (2010))

Energías no renovables Energías renovables

- Carbón

- Petróleo

- Gas natural

- Nuclear

- Química

- Solar (calor y luz)

Paneles térmicos (calor)

Módulos fotoeléctricos

(electricidad)

- Eólica (viento)

- Hidráulica (agua)

- Biomasa

- Geotérmica

Estas energías no se renuevan, se

agotan con el consumo y el paso del

tiempo.

Estas energías se renuevan, y por tanto,

no se agotan con su aprovechamiento o

el paso del tiempo.

A diferencia del actual sistema de energía basado en los combustibles fósiles, el uso de las

energías renovables nos permite beneficiarnos indefinidamente en el tiempo. Por este

motivo, si adquirimos un sistema energético a partir de dichas fuentes podemos estar

seguros de que no se acabarán los recursos de los cuales dependemos (Jarauta, 2014).

Por otro lado, también tenemos que tener en cuenta tal y como comenta Jarauta (2014), el

problema de no poder controlar la disponibilidad de las energías renovables, es decir, en

un día lluvioso no podemos beneficiarnos del Sol; si no hay viento no conseguiremos hacer

que giren las aspas de un molino; y en el caso de que se trate de un año de sequía, no será

posible producir energía con el agua.

Roldán (2013) afirma que las principales energías renovables son: energía solar térmica,

energía solar fotovoltaica, energía eólica, energía hidraúlica, energía geotérmica, energía

mareomotriz y energías procedentes de la biomasa.

Elías (2012) las clasifica en función del recurso que utilizan: hidráulica, eólica, de la

biomasa, geotérmica y solar.

- Energía hidráulica: según Rufes (2010), se obtiene gracias a la energía potencial

gravitatoria, vinculada a los cursos de los ríos y saltos de agua. Cuando el impacto

ambiental es bajo y se beneficia de la energía del agua sin la necesidad de presas se

considera energía limpia. De lo contrario, se considera tan solo energía renovable.



15

Su origen se encuentra en el ciclo del agua, es decir, el Sol evapora el agua de mares,

ríos y lagos, cae sobre la superficie en forma de lluvia y regresa al mar comenzando de

nuevo el ciclo.

Las centrales hidroeléctricas aprovechan los saltos de agua para poner en marcha

unas turbinas, las cuales a su vez mueven un generador eléctrico. Se pueden clasificar

en función de su tamaño o potencia:

Microcentrales: son centrales cuya potencia es inferior a 1MW.

Minicentrales o centrales minihidráulicas: son aquellas centrales con potencias

inferiores a 10 MW. Estas centrales incluyen a las anteriores.

Centrales hidráulicas de mediana potencia: son aquellas centrales cuyas

potencias están comprendidas entre 10 y 50 MW.

Centrales hidráulicas de gran potencia: centrales con potencias superiores a 50

MW.

La energía hidráulica es renovable, ya que al explotar su fuente primaria no se agota, y

también limpia, puesto que su explotación no ocasiona sustancias contaminantes de

ninguna clase. Por otro lado, el impacto ambiental producido por presas grandes

puede ser alto: pérdida de biodiversidad, inundación de grandes áreas de terreno,

migraciones de la población la cual ocupaba dichas zonas inundadas, pandemias, etc.

Atendiendo al impacto ambiental, las centrales minihidráulicas son las más

respetuosas con el medio ambiente. Por ello, a pesar de que la UE considera toda la

energía hidráulica como renovable, en España sólo se le adjudica a las centrales

minihidráulicas.

Figura 1.1: Esquema de una central hidráulica a pie de presa. (Fuente: Rufes (2010))



16

Tabla 1.2: Ventajas e Inconvenientes de la Energía Hidráulica.

(Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))

Energía hidráulica

Ventajas - No contamina.

- Es muy abundante.

Inconvenientes

- Sus infraestructuras son muy caras.

- Depende de los factores climáticos.

- Impacto medioambiental.

- Energía Eólica: es la energía obtenida del viento. El Sol causa en la Tierra diferencias

de presión dando lugar a los vientos. Las masas de aire atmosférico se mueven desde

zonas con alta presión atmosférica hacia las de baja presión.

Las aplicaciones más utilizadas de este tipo de energía son: navegación (veleros),

bombeo de agua y generación de electricidad. El dispositivo que transforma la energía

cinética del viento en energía eléctrica es el aerogenerador o generador eólico (Rufes,

2010).

Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Térmica (2008) explica que, un

aerogenerador consiste en un sistema mecánico de rotación formado por palas, al

igual que los antiguos molinos de viento, y por un generador eléctrico con el eje

solidario al sistema motriz, de tal forma que el viento hace girar las palas y el

generador eléctrico.

Figura 1.2: Aerogeneradores. (Fuente: Rufes (2010))



17

Tabla 1.3: Ventajas e Inconvenientes de la Energía Eólica.

(Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))

Energía eólica

Ventajas

- Evita la importación de carbón, petróleo y materiales

radiactivos.

- Evita grandes impactos ambientales como la lluvia

ácida y el efecto invernadero.

- Es barata y no produce residuos.

- La tecnología necesaria para instalarla es sencilla.

- Los espacios ocupados pueden permitir la actividad

agrícola.

Inconvenientes

- Repercute sobre la fauna y la flora.

- Impacto visual.

- Ruido.

- Interferencias en los medios de comunicación.

- Energía de la biomasa: Sebastián, García-Galindo, & Rezeau (2010) la define como

sustancias orgánicas con origen en los compuestos de carbono formados en la

fotosíntesis. Dichas sustancias pueden haber sufrido diferentes procesos, tanto

naturales como artificiales previos a su utilización, de elevada o escasa complejidad.

Bajo esta definición, hay muchos materiales que pueden considerarse biomasa. Desde

la perspectiva de aprovechamiento energético, la biomasa abarca una serie de

recursos muy diferentes. Debido a esta variedad, en cuanto a origen y propiedades de

los distintos recursos conlleva diferentes maneras de aporvechamiento de los

mismos.

- Energía geotérmica: Rufes (2010) opina que, desde una visión general, es la energía

térmica contenida en el interior de la Tierra. En la corteza terrestre hay grandes zonas

estables con flujos de calor correspondientes a gradientes térmicos de 2÷4 C cada

100 m de profundidad (energía geotérmica de baja temperatura), y del mismo modo,

también existen áreas con flujos de calor muy elevados, correspondientes a

gradientes térmicos de 20÷30 C cada 100 m de profundidad (energía geotérmica de

alta temperatura). En el momento en el que una zona cumple las condiciones precisas

para poder explotar económicamente la energía geotérmica de un subsuelo, se dice

que hay un yacimiento geotérmico.

Existen varios tipos de dichos yacimientos:



18

Yacimientos de alta temperatura: tan sólo existen en las zonas activas de la

corteza terrestre. Un yacimiento de semejantes características está constituido

por una fuente de calor magmático, una roca permeable la cual acumula el fluido

a temperaturas elevadas (entre 150 y 350 C) y una capa superior constituida por

rocas impermeables.

Habitualmente, dicha capa no es perfecta, por tanto el fluido se escapa a través de

grietas formando fuentes termales, fumarolas, etc. El vapor o el agua caliente se

usan para accionar turbinas de vapor y, así producir electricidad (centrales

geotérmicas). En afloramientos naturales, los gases calientes y el agua se utilizan

para la producción directa de agua caliente con fin residual, industrial o agrícola.

Yacimientos de media temperatura: Las temperaturas del fluido son menores,

normalmente están comprendidas entre 100 y 150 C. Se puede generar

electricidad con el uso de ciclos binarios, los cuales actualmente presentan

rendimientos termodinámicos muy bajos. La mejor forma para aprovechar este

calor es en sistemas de calefacción y/o refrigeración (máquinas de absorción).

Yacimientos de baja temperatura: Se encuentran en zonas estables de la corteza,

es decir, los flujos de calor son normales. La existencia, a una adecuada

profundidad (entre 1500 y 2500 m), de materiales geológicos permeables con

capacidad para contener y dejar circular fluidos que extraigan el calor a la roca,

es la única condición requerida en estos casos. En cambio, existe una segunda

condición de carácter económico.

Yacimientos de muy baja temperatura: Cuando el fluido tiene una temperatura

muy baja (entre 20 y 30 C) puede usarse para la producción de agua caliente

sanitaria y en sistemas de climatización mediante bomba de calor.



19

Tabla 1.4: Ventajas e Inconvenientes de la Energía Geotérmica. (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))

Energía geotérmica

Ventajas

- No existen variaciones de temperatura importantes

en el foco de captación de energía.

- Los residuos que produce son mínimos y de poco

impacto ambiental.

Inconvenientes

- Emisión de ácido sulhídrico que en grandes

cantidades puede ser letal.

- Emisión de CO2 que aumenta el efecto invernadero.

- Contaminación de aguas próximas.

- Contaminación térmica.

- Deterioro del paisaje.

- No se puede transportar.

- Energía Solar: Como dice Rufes (2010), es la energía que obtenemos directamente

del Sol. Además de usarlo como fuente de iluminación, la radiación solar incidente en

nuestro planeta puede aprovecharse de dos formas:

Transformación de la radiación de Sol en calor: denominada como energía solar

térmica. Esta energía consiste en la transformación de la radiación solar en calor,

pudiéndose aprovechar para la producción de agua caliente cuyo fin es el consumo

doméstico como el agua caliente sanitaria, calentamiento de piscinas, calefacción,

refrigeración por absorción.

Transformación de la radiación solar en electricidad: denominada como energía

solar fotovoltaica. Dicha transformación se lleva a cabo en los elementos

semiconductores de los paneles solares fotovoltaicos. La electricidad puede ser

utilizada de forma directa, es decir, almacenada en baterías, e incluso inyectada en

la red de distribución eléctrica.



20

Tabla 1.5: Ventajas e Inconvenientes de la Energía Solar.(Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))

Energía Solar

Ventajas

- Escaso impacto ambiental.

- No produce residuos perjudiciales para el medio

ambiente.

- Distribuida por todo el mundo.

- No tiene más costes una vez instalada que el

mantenimiento, el cual es sencillo.

- No hay dependencia de las compañías suministradoras.

Inconvenientes

- Se precisan sistemas de acumulación (baterías) que

contienen agentes químicos peligrosos. Los depósitos de

agua caliente deben protegerse contra la legionela.

- Puede afectar a los ecosistemas por la extensión

ocupada por los paneles en caso de grandes

instalaciones.

- Impacto visual negativo si no se cuida la integración de

los módulos solares en el entorno.

1.2 Energía Solar

La energía solar es aquella obtenida directamente del Sol, gran reactor nuclear esférico,

cuyo radio es de 7x105 km y la temperatura en su superficie de 5777 k. La radiación que

emite el Sol, llamada radiación solar, es la principal fuente de energía para nuestro

planeta. Sin el Sol, no sería posible la vida en la Tierra, puesto que gracias a dicha

radiación la temperatura en la superficie terrestre es 250 C mayor de lo que sería si tan

sólo dependiese del calor interno (Guerra, Ballesteros, & Heras, 2008).

En este mismo documento, se considera que el Sol continuamente radia una potencia de

3,8 x 1023 kW, siendo 1,7 x 1014 kW lo que intercepta la Tierra. La potencia interceptada es

tan relevante que en un solo día supone una energía cuarenta veces mayor que el consumo

energético mundial en un año.



21

Por otro lado, Romero (2010) argumenta que el Sol en tan sólo un segundo, es capaz de

irradiar más energía de la consumida por la humanidad en toda su historia. La intensidad

de radiación que es emitida a la Tierra es constante, lo que varía es la que se recibe

finalmente en la superficie puesto que depende de factores como la época del año, la hora

del día, la latitud y la climatología (Romero, 2010).

Jarauta (2014) opina que, en el caso de que nos encontremos en el ecuador terrestre, la

radiación será constante a lo largo del año, pero si nos desplazamos hacia el norte o sur de

la línea del ecuador, la radiación cambiará durante el año. Si se trata del hemisferio norte,

en los días más cercanos al solsticio de verano, la radiación será mayor (máxima anual el

día 22 de junio), mientras que en los más próximos al solsticio de invierno será menor

(mínimo el 22 de diciembre). En cuanto al hemisferio sur ocurre totalmente lo contrario,

ocasionándose la máxima anual el 22 de diciembre y la mínima el 22 de junio.

Figura 1.3: Altura del Sol en diferentes estaciones del año (E-O). (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))

Figura 1.4: Altura del Sol en diferentes estaciones del año (N-S). (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))



22

Según Romero (2010), la luz emitida por el sol, tal y como podemos apreciar en la

siguiente figura, se manifiesta en la superficie terrestre de tres maneras distintas:

- Radiación directa: la luz del Sol es recibida

directamente sin ser modificada su trayectoria, a pesar

de ser filtrada por la atmósfera (Romero, 2010).

- Radiación difusa: formada por aquellos rayos

dispersados en la atmósfera con dirección al receptor.

En aquellos días completamente nublados, toda la

radiación disponible es difusa (Santamaría & Castejón,

2010).

- Radiación reflejada o de albedo: tal y como su nombre

indica, es aquella radiación reflejada por la superficie

terrestre hacia el receptor. Este tipo de radiación,

según Santamaría & Castejón (2010), depende de la

naturaleza de las montañas, lagos, edificios, etc. que

rodean al receptor.

La suma de estas tres radiaciones anteriormente nombradas, forman la llamada radiación

solar global. Es decir, es la radiación total que recibe la superficie del receptor (Santamaría

& Castejón, 2010).

Figura 1.6: Radiación Solar en los diferentes meses del año (MJ/m2) (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))

Para medir la radiación solar, de acuerdo con Santamaría & Castejón (2010), se usan dos

magnitudes correspondientes a la potencia y energía que llegan a una unidad de

superficie. Son las denominadas como irradiancia e irradiación:

- Irradiancia: radiación incidente o potencia por unidad de superficie. Se mide en vatios

por metro cuadrado (W/m2) e indica la intensidad de la radiación del Sol.

- Irradiación: suma de las irradiancias durante un tiempo determinado. Se trata de la

cantidad de energía solar recibida a lo largo de un tiempo. Se mide en julios por metro

cuadrado por un periodo de tiempo (J/m2 por hora, día, semana, mes, año, etc.

Figura 1.5: Tipos de radiación.

(Fuente: Santamaría & Castejón (2010))



23

dependiendo del caso). Normalmente, se utiliza como unidad el W·h/m2, y sus

múltiplos más comunes kW·h/m2 y MW·h/m2.

Tipos de Energía Solar

Además de usar la Energía Solar como fuente de iluminación, existen dos formas posibles

de aprovechar la radiación del Sol que incide en la tierra. Se trata de la transformación de

radiación solar tanto en calor, denominada energía solar térmica, como en electricidad, es

decir, la energía solar fotovoltaica.

1.2.1 Energía Solar Térmica

Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008) opina que, una de las formas más beneficiosas de

aprovechar el Sol es transformar su energía en calor, empleada para producir agua

caliente, climatizar piscinas, obtener calefacción, producir frío o para otras aplicaciones

donde se necesite elevar la temperatura de un fluido.

Según este autor, la tecnología permite que la energía se produzca en lugares cercanos a

los puntos de consumo, empleándolo como apoyo a las fuentes de energía

convencionales.

Figura 1.7: Sistema solar térmico. (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))

ENERGÍA SOLAR

ENERGÍA SOLAR

FOTOVOLTAICA

ENERGÍA SOLAR

TÉRMICA



24

Las diferentes aplicaciones de la energía solar térmica que se exponen en este

documento son:

Producción de agua caliente sanitaria (ACS): en viviendas, hoteles, instalaciones

deportivas, residencias, etc.

Climatización de piscinas: tanto cubiertas como descubiertas, mediante el

calentamiento del vaso de agua.

Apoyo de sistemas de calefacción: en especial a aquellos de suelo radiante o de

baja temperatura.

Producción de frío: aplicable a la climatización de aire e incluso a algunos procesos

industriales.

Procesos industriales: precisan de agua caliente a temperaturas no excesivas.

También nos señala algunas ventajas del empleo de este tipo de energía:

No produce polución, ni contamina el medio ambiente.

Tiene una vida útil mayor de 20 años

Es silenciosa.

La dependencia de combustibles fósiles disminuye.

No precisa de un mantenimiento complejo, tan sólo la limpieza del módulo y el

mantenimiento de las instalaciones hidráulicas, parecido al resto de instalaciones.

Un sistema solar térmico se compone de un conjunto de componentes mecánicos,

eléctricos y electrónicos que posibilitan la captación de la energía del Sol disponible, y la

transforman en calor para más tarde poder utilizarla en diferentes necesidades.

Generalmente, es necesario acumular esta energía para cuando se requiera su consumo,

mediante un fluido contenido en depósitos.

La principal aplicación para la que se hace uso de este tipo de energía es la obtención de

agua caliente sanitaria (ACS), debido a que generalmente, el consumo de agua caliente no

se ve influido por la estación del año y, a que la temperatura requerida para el agua no es

muy elevada (60 C).



25

Elementos de un sistema solar térmico

Los elementos que componen un sistema solar térmico son:

Figura 1.8: Sistema solar térmico. (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))

Sistema de captación: capta y transforma la radiación del Sol en energía térmica

produciendo un aumento en la temperatura del fluido de trabajo.

Intercambiador de calor: permite transferir el calor del fluido de trabajo, el cual

circula por un circuito primario al agua que hay en el circuito secundario.

Sistema de acumulación: almacena dicha energía térmica producida en forma de

agua para poder ser utilizada en períodos en los que la demanda sea mayor que la

capacidad de producción.

Sistema de control: encargado de que la instalación funcione correctamente, dando

las órdenes precisas a las bombas y válvulas para que trabajen según los valores

aportados por las distintas sondas.

Sistema hidráulico: permite la circulación de los fluidos por los distintos circuitos

de la instalación.

Sistema de energía convencional: generalmente el sistema solar permite sustituir

una parte de la energía convencional consumida por la instalación, pero no

completamente. Por ello, normalmente siempre existe este sistema.



26

1.2.2 Energía Solar Fotovoltaica

Guerrero (2013) define la energía solar fotovoltaica como la tecnología empleada para el

aprovechamiento eléctrico de la energía solar, a partir de las células fotovoltaicas. Con

estas células, la radiación del Sol se transforma directamente en electricidad,

beneficiándose de las propiedades de los materiales semiconductores. Estos materiales

son aquellos cuya conductividad cambia con la temperatura, pudiendo actuar como

conductores o aislantes dependiendo de esta variable.

Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008) argumenta que la transformación directa de la energía

del Sol en energía eléctrica, es causada por la actuación de la radiación solar sobre con los

electrones en los materiales semiconductores. Dicho fenómeno es conocido como el efecto

fotovoltaico.

El material semiconductor más usado es el Silicio (Si), pero hay más semiconductores

como el Germanio (Ge) que también son muy utilizados (Guerrero, 2013).

La unidad básica de este tipo de sistemas es la célula solar, y con ella se forman los

módulos fotovoltaicos, dispositivos de manejo fácil que conectados entre sí componen el

generador eléctrico de una instalación fotovoltaica. Los módulos fotovoltaicos

transforman directamente la luz del Sol en electricidad (Martín & Fernández, 2007).

Figura 1.9: Módulos fotovoltaicos de gran tamaño en una instalación industrial.

(Fuente: Perales (2012))



27

Romero (2010) destaca una serie de ventajas e inconvenientes del uso de esta energía

como recurso. Todas ellas se describen a continuación:

Ventajas de la utilización de la energía solar como recurso

Las ventajas del recurso solar para producir directamente energía eléctrica se pueden

resumir en:

Gran potencial, ya que la energía solar que podemos captar no está limitada,

además de disponer de superficie necesaria para cubrir varias veces la totalidad de

nuestra demanda energética.

Un balance de energía positivo, puesto que genera dependiendo de las tecnologías

y situación de las instalaciones, entre diez y veinte veces más energía de la que fue

necesaria para producirlas.

Su presencia a lo largo y ancho de toda la superficie terrestre hace posible la

ubicación de sistemas fotovoltaicos en cualquier lugar. En función de la latitud,

producirá más o menos electricidad, pero siempre se obtendrá energía a pesar de

contar con niveles mínimos de luz solar.

Una gran sencillez y fiabilidad, pudiendo ofrecer garantías de funcionamiento de

varias décadas.

La vida útil de los generadores fotovoltaicos es elevada y exige un mantenimiento

mínimo en costes, tiempo y especialización profesional, puesto que puede

instalarse de forma que un particular se encargue de ello.

Una gran versatilidad, dado que se puede usar en pequeñas aplicaciones, como es

el caso de un cargador portátil o una calculadora, o en grandes plantas con decenas

de hectáreas.

Una gran modularidad, puesto que la potencia y tensión necesarias, se alcanzan

con tan sólo añadir módulos. En el caso de querer 1 kW, se conectan en promedio

cinco o seis módulos, y si se trata de 10 MW, se conectan, del mismo modo, 50.000

o 60.000 módulos.

Una producción máxima al mediodía, momento en el que la demanda de energía es

mayor. Con ello se aplana el pico de la demanda, se reduce el precio de la energía

eléctrica y se necesitan menores inversiones en las redes eléctricas de distribución.

Una gran solución para el suministro de electricidad a zonas remotas o rurales

aisladas de la red eléctrica, siendo el único recurso de energía aprovechable en

muchos lugares. En casos como en las aplicaciones espaciales se trata de la

solución más óptima.

Una enorme facilidad para integrar los paneles solares en los edificios,

sustituyendo los materiales constructivos por elementos generadores de energía

eléctrica limpia y creando diseños arquitectónicos innovadores.



28

Inconvenientes de la utilización de la energía solar como recurso

El aprovechamiento y uso del recurso solar con el fin de generar directamente energía

eléctrica, tiene sus inconvenientes, al igual que ocurre con los otros recursos renovables.

Baja densidad energética obtenida por parte del recurso, ya que requiere una gran

superficie en posible competencia con otros usos. Un kilómetro cuadrado puede

abarcar una potencia entre 10 y 17 MWp en función de parámetros como son la

latitud y pérdidas por sombreado.

Bajo rendimiento en el proceso de transformación de energía solar en energía

eléctrica.

Generación discontinua de electricidad causado por la propia naturaleza de la

fuente de energía (día-noche).

Teniendo en cuenta el factor anterior, en sistemas aislados se necesita una

capacidad mayor de almacenamiento de energía, para poder satisfacer los

consumos nocturnos.

Posibilidad de cambios drásticos en la producción de electricidad causados por la

aleatoriedad de la climatología.

Debido al coste de la inversión de una instalación fotovoltaica, muchas veces su

implantación depende de las primas a la producción concedidas por las entidades

gubernamentales y otras subvenciones.



29

Capítulo 2: Tipos de sistemas fotovoltaicos

El sistema fotovoltaico está formado por elementos eléctricos, mecánicos y

electrónicos, que con la unión de todos ellos es posible captar la energía del sol disponible

y convertirla en energía eléctrica (Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Fotovoltaica,

2007).

Según Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Fotovoltaica, (2007), independientemente

de la potencia y el posterior uso que se le vaya a dar, los sistemas fotovoltaicos se pueden

clasificar en:

- Con baterías

Aislados

- Sin baterías

Conectados a red

Híbridos: combinados con otro tipo de generación

eléctrica

Figura 2.1: Clasificación de sistemas fotovoltaicos. (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008))

2.1 Sistemas aislados

Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008) describe este tipo de sistemas como aquellos cuyo

principal objetivo trata de cubrir parcial o totalmente la demanda de energía eléctrica en

lugares en los que no hay red eléctrica de distribución o su acceso es complicado.

En este caso, normalmente se cuenta con sistemas de acumulación de energía, puesto que

sin ellos tan sólo se puede disponer de la energía durante el día, siendo demandada tanto

de día como de noche. Por ello, el dimensionamiento debe estar pensado para que durante

el día, pueda ser capaz no sólo de alimentar la carga, sino también la recarga de los

acumuladores. Si por el contrario, se tratase de un uso diario como el caso de bombeo de

agua, los acumuladores de energía no serían necesarios.

Díaz & Carmona (2010) diferencia dos aplicaciones:

- Espaciales: proporcionan electricidad en aquellos elementos situados en el espacio

gracias al ser humano, como es el caso de la Estación Espacial Internacional, los

satélites de comunicaciones, etc. Gracias a la investigación llevada a cabo en esta área,

Sistemas

Fotovoltaicos



30

se produjo un gran desarrollo de los equipos fotovoltaicos tal y como los conocemos

en la actualidad.

- Terrestres: donde destacan las profesionales:

Telecomunicaciones: telefonía rural, vía radio; repetidores (de telefonía, televisión,

etc.)

Electrificación de zonas rurales y aisladas: instalaciones las cuales se pueden

realizar en cualquier sitio. Están pensadas para regiones y países en desarrollo y

todas aquellas zonas donde no existe acceso a la red eléctrica comercial: viviendas

aisladas, de ocupación periódica o permanente, refugios en la montaña, etc. En

determinados países como ocurre en Cuba o Brasil, se emplean en edificios

comunitarios (centros médicos, escuelas) o para abastecer de energía eléctrica a

un determinado grupo de personas (un pueblo, una aldea, etc.)

Señalización: se utiliza, por ejemplo, en señales de tráfico luminosas con diodos

LED, alimentados por un panel solar y una batería.

Alumbrado público: empleado en zonas en las que es complicado llevar una línea

eléctrica convencional.

Bombeo de agua: estas instalaciones están pensadas para lugares tales como

granjas, huertos, etc. Se pueden realizar en cualquier lugar. Su uso puede ser tanto

para agua potable como para riego.

Redes VSAT: redes privadas de comunicación (para una empresa, un organismo

oficial, etc.) que actúan a través de satélite. La energía solar se utiliza para

alimentar las estaciones de la red.

Telemetría: permite realizar medidas sobre variables físicas y transmitir la

información a una central (por ejemplo control de la pluviometría de la cuenca de

un río).

- Otras aplicaciones: juguetes, alumbrado en jardines, divertimentos, etc.

Figura 2.2: Sistema solar fotovoltaico aislado.



31

2.2 Sistemas conectados a la red

En dichas aplicaciones no se necesita la utilización de sistemas de acumulación, puesto

que la energía que se produce en las horas de sol se vuelca a la red eléctrica. Las

instalaciones tienen un sistema de seguimiento del estado de tensión de la red de

distribución, de tal forma que se pueda garantizar su buen funcionamiento respecto a la

forma de entregar la energía, tanto en tiempo como en modo, tratando de evitar

situaciones peligrosas.

En este tipo de instalaciones se eliminan las baterías, siendo el elemento más caro y

complicada (ciclos de carga, vida útil, mantenimiento, etc.) (Méndez, Cuervo, & S.A.U.,

2008). Díaz & Carmona (2010) distingue las siguientes aplicaciones:

- Centrales fotovoltaicas y huertos solares: áreas delimitadas donde se concentra un

determinado número de instalaciones fotovoltaicas de propietarios diferentes, con la

finalidad de vender la electricidad producida a aquella compañía eléctrica con la que

el contrato haya sido establecido. La energía vendida puede estar a nombre de una

persona, una sociedad, etc. (la potencia instalada depende de las dimensiones del

generador fotovoltaico). Cada instalación tiene su propietario y todas ellas se ubican

en el mismo lugar. Esto hace posible mejoras en el mantenimiento de la instalación,

vigilancia, pólizas de seguros, etc.

Figura 2.3: Sistema Solar Fotovoltaico conectado a red. (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Fotovoltaica, (2007))

- Edificios fotovoltaicos: es una de las últimas aplicaciones creadas para el uso de la

energía fotovoltaica. La rápida y gran evolución en los productos de este tipo ha

permitido el uso de módulos como material constructivo en cerramientos, cubiertos y

fachadas de gran valor visual. Además, la energía fotovoltaica es el sistema de

energías renovables más adecuado para la generación de electricidad en zonas

urbanas sin provocar efectos ambientales adversos. La integración arquitectónica



32

trata de combinar la doble función de los módulos fotovoltaicos, es decir, como

elemento constructivo y como productor de energía eléctrica.

La mayor parte de estos sistemas han sido integrados en tejados, puesto que es allí donde

alcanzan la máxima captación de energía solar, pero últimamente se están integrando en

muros y fachadas, donde, por ejemplo el vidrio es reemplazado por módulos de láminas

delgadas semitransparentes. En la figura 2.5 se puede apreciar la integración de los

paneles en la fachada de un edificio. Para llevar a cabo este tipo de instalaciones se tienen

en cuenta factores estéticos (en la elección del tipo del panel), además de los relacionados

con el rendimiento de energía.

Figura 2.4: Esquema del sistema solar fotovoltaico conectado a red. (Fuente: Martín & Fernández (2007))

Figura 2.5: Ejemplo de edificio solar fotovoltaico. (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar

Fotovoltaica, (2007))

2.3 Sistemas Híbridos

Según Méndez, Cuervo, & S.A.U. (2008), hay algunos casos de sistemas fotovoltaicos

aislados, en los que se complementan con otro distinto para obtener más garantías de

disponibilidad de electricidad.

Continúa afirmando que, cuando una instalación fotovoltaica además del generador,

incorpora otro generador de energía se denomina sistema híbrido. Por lo general, es

aplicado a la energía eólica o los grupos electrógenos.

Este tipo de combinaciones se crean con la finalidad del beneficio de algún recurso

energético en un lugar cercano a la instalación o para tener más seguridad o fiabilidad en

el suministro de energía.

La configuración de este tipo de instalaciones, varía según el tipo de equipos que se

utilizan para adoptar la potencia necesaria.

Generalmente la generación fotovoltaica es compatible con cualquier otra generación

eléctrica.



33

Figura 2.6: Sistema híbrido fotovoltaico (Generador fotovoltaico, baterías y generador diésel)



34

Capítulo 3: Componentes de una Planta Solar Fotovoltaica

Las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red tienen como fin generar energía eléctrica

para su posterior venta e incorporación al sistema eléctrico nacional. Dicha energía

eléctrica generada en las instalaciones fotovoltaicas no se pueden almacenar, por lo que la

producción y el consumo deben ser similares en cada momento (Valentín, 2012).

Según Valentín (2012), las instalaciones fotovoltaicas son una gran posibilidad de aporte

energético en horas diurnas, puesto que su producción se encuentra limitada a esas horas.

En este tipo de instalaciones no hay baterías de almacenamiento, ni regulador de carga.

Sin embargo, el inversor juega un papel importante.

A pesar de que todas las instalaciones conectadas a red están constituidas del mismo

modo, Valentín (2012), afirma que existe una primera clasificación en función de la

potencia instalada:

- Residenciales: Instaladas en zonas de viviendas, cuyas potencias se encuentran

comprendidas entre 1 y 15 kWp.

- Arquitectónicas: Se instalan en cerramientos de edificios como muros, tejados, etc.

con una potencia oscilante entre 5 y 20 kWp.

- Centrales fotovoltaicas o huertos solares: Se instalan en terrenos concretos, con

potencias comprendidas entre 100kWp y 10MWp.

La unidad kilovatio pico (kWp) se emplea tan sólo en el ámbito de instalaciones

generadoras fotovoltaicas. Con ella se hace referencia a la máxima potencia que se puede

proporcionar.

Con potencias menores de 5kW, la instalación puede ser monofásica. Por el contrario, si la

potencia es mayor de esa cifra, será trifásica.

Por otro lado, si se trata de instalaciones menores de 100Kw, éstas entregan la energía a la

red en baja tensión. Sin embargo, para potencias superiores o áreas donde no haya líneas

de baja tensión, la entrega será en media tensión (13,2 kV, 16 kV, 20kV). En este último

caso, la instalación tiene que contar con un transformador elevador de baja tensión a

media tensión (Valentín, 2012).

Este mismo autor destaca los módulos fotovoltaicos y el inversor como elementos

principales, mientras que considera los elementos de cableado, los de protección y los de

medida de la energía como auxiliares.



35

Figura 3.1: Esquema de una instalación fotovoltaica con conexión monofásica a la red. (Fuente: Valentín (2012))

3.1 Módulos

Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Fotovoltaica (2007) dicen que la transformación

de radiación solar en electricidad se produce en la célula fotovoltaica. Dicha célula es un

elemento compuesto de una lámina de material semiconductor cuyo grosor oscila entre

0,25 mm y 0,35 mm, normalmente con forma cuadrada, y, con una superficie alrededor de

100cm2.

Según estos mismos autores, el material más empleado en la fabricación de células solares

es el silicio, con cuatro electrones de valencia. Por tanto, para la creación de un campo

eléctrico en este tipo de semiconductor, se juntan dos zonas de silicio tratadas

químicamente; se trata de la unión “p-n”.

Continúa diciendo que cada una de esas células fotovoltaicas está formada por una capa

fina de tipo “n” y otra con un espesor mayor de material tipo “p”.

Figura 3.2: Vista esquemática de una célula fotovoltaica. (Fuente: D'Addario (2014))



36

Para obtener un semiconductor de silicio tipo “n”, se reemplazan ciertos átomos de silicio

por otros de fósforo, con cinco electrones de valencia. Ya que se precisan cuatro electrones

para conseguir los enlaces con los átomos adyacentes, permanece un electrón libre

(Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Fotovoltaica, 2007).

De la misma forma, si se reemplazan átomos de silicio por otros de boro, los cuales tienen

tres electrones de valencia, se logra un semiconductor tipo “p”.

Sucede como en el caso anterior, que al formar los enlaces falta un electrón o, lo que es lo

mismo, hay un hueco libre.

Las dos capas por separado son eléctricamente neutras, pero al unirlas se produce un

campo eléctrico en dicha unión (“p-n“).

Añaden que cuando la radiación solar incide en la célula, los fotones rompen el par

electrón- hueco. El campo eléctrico de la unión los separa para evitar su recombinación.

Esto es posible trasladando los electrones a la capa “n” y por otro lado, los huecos a la “p”.

Mediante un conductor externo, se conecta la capa negativa con la positiva, produciéndose

un flujo de electrones (corriente eléctrica) de la zona “p” a la zona “n”.

Este proceso también lo explica D'Addario (2014), argumentando que en el momento en el

que la radiación del sol alcanza en forma de luz solar el panel, la línea que separa ambas

capas realiza la función del diodo. Aquellos fotones que tienen energía suficiente e inciden

en la célula fotovoltaica, ocasionan el traspaso de los electrones de la capa “p” a la “n”, de

tal forma que se produce una escasez en la capa “p” y un exceso en la capa “n”. Esta

diferencia de electrones de la que hablamos, se trata de la diferencia de voltaje o potencial,

pudiéndose utilizar como fuente de energía. Mientras la luz incida en el panel, a pesar de

estar nublado, la diferencia de potencial se mantendrá gracias a la radiación difusa.

Es decir, como Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Fotovoltaica (2007) aclaran que,

mientras la luz continúe incidiendo habrá electricidad, siendo su intensidad proporcional

a la cantidad de luz recibida por la célula.

El material semiconductor no acumula energía eléctrica, sino que únicamente la genera, o

mejor dicho, tan sólo transforma la energía radiante cuando ésta incide sobre él

(Fernández, 2010).

Este mismo autor afirma que, una célula no consigue proporcionar una tensión útil en la

práctica, es decir, solo genera una tensión de algunas décimas de voltio (normalmente,

sobre medio voltio para las células de silicio), con una potencia máxima de uno o dos

vatios. Para poder conseguir tensiones y potencias apropiadas es necesario conectar en

serie entre sí, un número de células determinado con el fin de obtener tensiones de 6, 12 ó

24 voltios.



37

D'Addario (2014) añade que el conjunto de células interconectadas entre sí y todas ellas

selladas, recubiertas de vidrio y con un respaldo impermeable, forman lo que llamamos

módulos o paneles fotovoltaicos. A su vez, un módulo fotovoltaico puede contener entre

48 y 72 células conectadas todas ellas en serie.

Por otro lado, Martín & Fernández (2007) comenta que, varios módulos asociados en serie

y/o paralelo forman un panel fotovoltaico. Habitualmente, se asocia en serie (hilera) la

cantidad de módulos precisos para obtener el valor de la tensión deseada y, más tarde, en

paralelo tantas hileras de módulos como sean precisas para alcanzar la intensidad

buscada.

El proceso para conectar las células es automático, realizándose con soldaduras especiales

que unen la cara frontal de una célula con la posterior de la contigua (Fernández, 2010).

Según Fernández (2010), se precisan entre 30 y 40 células, dependiendo de sus

características para generar un panel de 12 voltios nominales. Cuando las interconexiones

eléctricas están finalizadas, las células se encapsulan en una estructura tipo “sandwich”, la

cual varía en función del fabricante.

Figura 3.3: Panel Solar Fotovoltaico. (Fuente: Alcalde (2014))

Se añaden tantos paneles como sean necesarios, en función de la producción requerida de

energía eléctrica (D'Addario, 2014).

Tipos de Células Fotovoltaicas

Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Fotovoltaica (2007) argumenta en su libro que, las

células fotovoltaicas más usadas son aquellas formadas por la unión “p-n” y construidas

con silicio monocristalino, a pesar de la existencia de diferentes procedimientos y tipos de

materiales para su fabricación.



38

Existen algunos aspectos que afectan a los materiales semiconductores:

Tabla 3.1: Aspectos que afectan a los materiales semiconductores. (Fuente: Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Fotovoltaica (2007))

Cristalinidad Indica la ordenación de los átomos en la estructura cristalina. El

silicio, como otros materiales, puede aparecer en varias formas:

monocristalino, policristalino o amorfo.

Coeficiente de

Absorción

Indica cómo la luz lejana, que tiene una longitud de onda específica,

puede penetrar el material antes de ser absorbida.

Un coeficiente de absorción pequeño significa que la luz no es

absorbida fácilmente por el material.

Depende de dos factores:

- Material que hay encima de la célula: tiene que tener un

mínimo coeficiente de absorción.

- Longitud de onda o energía de la luz que es absorbida.

Las células de silicio cristalino son de un espesor grande ya que

tienen un coeficiente de absorción de la luz incidente relativamente

reducido.

Coste y Complejidad

de Fabricación

Varían dependiendo del material o materiales utilizados en las capas

del semiconductor según los factores:

- Deposición en diversos compartimientos.

- Necesidad de trabajar en un ambiente determinado.

- Cantidad y tipo de material utilizado.

- Número de pasos implicados.

- Necesidad de mover las células.

Figura 3.4: Composición de un panel fotovoltaico. (Fuente: D'Addario (2014))



39

Según este autor, lo más relevante de una célula solar son las capas del material

semiconductor, puesto que en ellas se liberan los electrones y se genera la electricidad.

Para la creación de las diferentes células se usan distintos materiales semiconductores.

ABB en su artículo explica los diferentes tipos de células:

Monocristalino

Silicio Policristalino

Lámina delgada (Thin film) Amorfo

Células GaAs

Inorgánico (Thin film) CiGS

Compuesto CdTe

Orgánico

- Silicio monocristalino: Los paneles monocristalinos están hechos del cristal de silicio

de alta pureza. El material de silicio se caracteriza por una disposición ordenada y

periódica de átomos, de forma que solo tiene una orientación cristalina, esto significa

que todos los átomos se encuentran colocados simétricamente. El lingote de silicio de cristal tiene forma cilíndrica con un diámetro de 13-20 cm y 200cm de longitud.

Presentan un color azul oscuro y con un brillo metálico. Además alcanzan un

rendimiento de hasta 17%.

Figura 3.5: Ilustración de una célula de Si monocristalino. (Fuente: Martín & Fernández (2007))

- Silicio policristalino: En este caso el cristal que constituye las células tiene diferente

forma y dirección. EL lingote de silicio policristalino se obtiene por la fusión y

fundición del silicio en un molde con forma de paralelepípedo. Por lo tanto las obleas

obtenidas son de forma cuadrada. La eficiencia está entre 12 - 14 %, siendo menores

que el del monocristalino, al igual que el coste.



40

Este tipo de células pueden ser reconocidas por su aspecto superficial donde los

granos del cristal son muy visibles.

Figura 3.6: Ilustración de una célula de Si policristalino. (Fuente: Martín & Fernández (2007))

- Silicio amorfo: Compuesto de silicio hidrogenado. No existe estructura cristalina

ordenada, y el silicio se deposita en un soporte transparente en forma de una capa

fina. Presenta un color marrón y ceniza oscuro. Las células de silicio amorfo (no

cristalino) parecen tener unas perspectivas de futuro muy esperanzado. Esta

tecnología permite obtener células con un espesor pequeño, y una fabricación simple

y barata, aunque la eficiencia sea baja, entre 6 - 8 %. Su principal aplicación en la

actualidad se encuentra en la alimentación de relojes y calculadoras entre otras.

Figura 3.7: Ilustración de una célula de Si amorfo. (Fuente: Martín & Fernández (2007))

- Célula de arseniuro de galio ( GaAs): La tecnología de GaAs es la más interesante si se

considera desde el punto de vista de la eficiencia, puesto que está entre los valores de

25 - 30 %, pero la producción de dichas células se ve limitada por los elevados costes

y por la escasez de material. Esta tecnología se utiliza para aplicaciones espaciales.

Méndez, Cuervo, & S.A.U., Energía Solar Fotovoltaica (2007) añade que, este tipo de

células tiene buenos rendimientos con pequeños espesores y mantiene sus

características a elevadas temperaturas.



41

- Célula de (CIS): Estas células son parte de una tecnología aún en desarrollo. El silicio

de sustituye por aleaciones especiales (cobre, indio y selenita). También aparecen los

módulos CIGS (cobre, indio, galio y selenita) y CIGSS (cobre, indio, galio, selenita y

azufre). La eficiencia de estos módulos es de 10 - 11%.

Figura 3.8: Ilustración de una célula de CIS. (Fuente: Martín & Fernández (2007))

- Célula de telurio de cadmio (CdTe): El CdTe se puede dopar con impurezas foráneas

pudiendo obtenerse conductividad de tipo “p” y “n”. El tipo de conductividad del CdTe

también puede ser cambiado variando la estequiometria Cd-Te. Un exceso de Cd

resulta en conductividad tipo “n” y un exceso de Te en tipo “p”. Alcanza eficiencias

máximas en laboratorio de 15,8 % y en la industria de entre 10-11 %.

Figura 3.9: Ilustración de una célula de CdTe. (Fuente: First Solar)

- Células orgánicas: A pesar de los avances en el campo de la industria solar, el coste de

la fabricación de células fotovoltaicas continua siendo muy alto para muchas

aplicaciones, sobre todo cuando se requieren grandes superficies. Uno de los factores

que elevan el precio de estas tecnologías es la necesidad de procesar semiconductores

a altas temperaturas en ambientes al vacío. Esto limita la fabricación a procesos por

lotes, con la poca rentabilidad que esto conlleva. Una posible solución es el uso de

semiconductores orgánicos, los cuales pueden ser producidos en grandes superficies

a temperaturas relativamente bajas, tanto como por métodos al vacío, como por

sublimación de material o preferiblemente por procesos con materiales capaces de

formar películas como los polímeros.



42

Las células fotovoltaicas orgánicas tienen a su favor que pueden ser adheridas como

una capa ultra delgada de dos polímeros semiconductores sobre cualquier superficie

plástica. Además los paneles solares compuestos por células orgánicas son más

económicos, menos pesados y más fáciles de instalar. Las células orgánicas solares

han tenido que cumplir una serie de requisitos en términos de estabilidad, eficiencia y

coste con el fin de poder competir con la existente tecnología del silicio y para poder

encontrar nuevas aplicaciones

Materiales y fabricación de paneles fotovoltaicos

De Juana (2003) dice que para reducir las pérdidas causadas por la dispersión de

parámetros, las células se clasifican según éstos antes de usarlas en la fabricación de los

paneles. Más tarde, se interconectan con cintas metálicas que contienen plata con el fin de

dotarlas de alta conductividad y, se sueldan con soldadura blanda o ultrasónica. Las

células se deben proteger con una cubierta transparente y un material encapsulante que

garantice una vida útil mayor de 20 años.

Continúa con las partes de un panel fotovoltaico, las cuales son: la cubierta frontal, el

material encapsulante, las células y sus conexiones, la cubierta posterior y el marco.

Figura 3.10: Componentes de un panel fotovoltaico. (Fuente: De Juana (2003))

- Cubierta frontal transparente: Suele ser de vidrio templado, para que así resista

aquellos impactos de granizo, y con bajo contenido en hierro para ser más

transparente (De Juana, 2003).

- Material encapsulante: Se encuentra entre el vidrio y las células, cubriéndola

también por la parte posterior. Su función es tanto impedir la entrada de agua y polvo

como reducir las pérdidas por reflexión producidas en el caso de que la radiación

tuviese que salir de nuevo del vidrio al aire para llegar a la célula.



43

Este material que debe tener un índice de refracción similar al del vidrio, también

protege mecánicamente, puesto que mantiene una determinada plasticidad que

permite absorber aquellas tensiones causadas por distintos golpes y dilataciones

diferenciales que puedan producirse. El material empleado que cumple estas

características es el EVA (Etileno-vinil-acetato). El EVA se degrada cuando se le

somete a grandes temperaturas y noveles de iluminación como los que encontramos

en los sistemas de concentración. También se pueden utilizar algunos elastómeros

formados de silicona, especialmente en sistemas de concentración.

- Células: Según Santamaría & Castejón (2010), el conexionado de las células de un

panel fotovoltaico se hace con cintas metálicas soldadas o incrustadas sobre la rejilla

de conexión eléctrica de la cara frontal de cada una de las células. Para realizar la

interconexión entre ellas, se une las cintas de la cara frontal (negativo) de una célula

con la cara posterior (positivo) de la célula contigua.

- Cubierta posterior: Suele ser de un material llamado Tedlar, pero es posible la

utilización de otro vidrio de manera que los paneles se puedan emplear como

cerramientos semitransparentes en edificios. Chinchilla (2013) define el material

Tedlar como resina adhesiva que ofrece un balance durabilidad, resistencia al

desgaste y al agua así como alta resistencia al fuego.

- Marco: Generalmente fabricado de aluminio y aparte de servir de protección facilita

el montaje de las instalaciones.

Características eléctricas de los paneles fotovoltaicos

Según Alcalde (2014), las características eléctricas de un panel fotovoltaico son:

- Pmáx: Es la potencia máxima que el panel puede entregar a la carga. Se mide en vatios (W). Según Pareja (2010), es el valor máximo de potencia que se obtiene del

producto de la corriente por la tensión de salida del módulo o panel fotovoltaico.

También es llamada potencia de pico, muy empleado para los cálculos de una

instalación conectada a red.

- Ipmáx: Intensidad de corriente a la máxima potencia del panel. Se mide en amperios

(A). Pareja (2010) indica que en algunos casos se hace referencia a esta intensidad

como Imp.

- Upmáx: Tensión en el punto de potencia máxima. Se mide en voltios (V). Pareja

(2010) dice que se trata aproximadamente del 80% de la tensión en circuito abierto.

En algunos casos se indica como Vmp (de potencia máxima).

- Isc: Intensidad máxima que se puede obtener en un panel. Se calcula midiendo la

corriente entre los bornes del panel cuando se produce un cortocircuito. Se mide en

amperios (A) (Pareja, 2010).



44

- Uo: Tensión de vacío, la cual se obtiene en los terminales del panel al no conectar

ninguna carga. Se mide en voltios (V).

Figura 3.11: Ejemplo de características eléctricas. (Fuente: Alcalde (2014))

De acuerdo con este mismo autor, existen otros factores que afectan al funcionamiento de

los paneles fotovoltaicos como:

- La intensidad de corriente eléctrica aumenta con la radiación del Sol, mientras

que por otro lado, la tensión permanece casi constante. En la siguiente figura se muestran las curvas de tensión e intensidad de un panel fotovoltaico según el nivel de

radiación solar (irradiancia).

En buenas condiciones el valor de la irradiancia es de 1000 W/m2, pudiendo variar en

función de la latitud o de las condiciones atmosféricas.

Figura 3.12: Curva de tensión e intensidad en función de distintos niveles de irradiancia.

(Fuente: Alcalde (2014))



45

Pareja (2010) también muestra la curva de tensión e intensidad de un panel fotovoltaico,

haciendo referencia a los parámetros descritos anteriormente.

Figura 3.13: Curva tensión e intensidad de un panel fotovoltaico. (Fuente: Pareja (2010))

- El sol causa un calentamiento de las células fotovoltaicas, lo que provoca que la

tensión producida sea menor, como se puede ver en la siguiente figura. Por ello, se

recomienda instalar los paneles en zonas bien aireadas, o por otro lado tratar de

compensar ese factor con la instalación de paneles con más células.

Figura 3.14: Curva tensión e intensidad en función de la temperatura. (Fuente: Alcalde (2014))



46

3.2 Estructura soporte del panel fotovoltaico

Las diferentes estructuras donde van colocados los módulos son:

Estructura Fija

Para Chinchilla (2013), la típica estructura terrestre con elevación graduable mediante

pernos, es de acero galvanizado y está pensada para aquellos módulos con potencia media

en adelante.

Argumenta que existen diferentes tipos de estructuras dependiendo del tipo de

instalación en el que se vaya a utilizar, es decir, si va a estar situada en el suelo, en cubierta

o en pared.

La estructura de soporte según esta autora debe cumplir una serie de condiciones:

- Soportar vientos con una velocidad de 150 Km/h.

- Situar los módulos a una altura sobre el suelo mayor de 1 metro.

- Estar formada por materiales resistentes a la corrosión. La mejor calidad- precio se

han conseguido con acero galvanizado en caliente y aluminio anodizado.

- Utilizar para la sujeción de los módulos, tornillería de acero inoxidable o acero

anodizado.

- Asegurar un buen contacto eléctrico entre el marco del panel y la estructura, con la

finalidad de permitir la protección frente a descargas eléctricas.

- Estar eléctricamente unida a una toma de tierra, la cual cumpla las especificaciones

del Reglamento de Baja Tensión.

- Ser estática y cerciorar la integración del generador en el medio en el que funciona.

Seguidores solares

La función de dicho componente trata de seguirla trayectoria del Sol en todo momento.

Para ello, la superficie de los paneles debe encontrarse siempre orientada de forma

perpendicular a los rayos solares (Chinchilla, 2013; Chinchilla, 2013).



47

Figura 3.15: Movimiento de un seguidor solar de un eje. (Fuente: Guerrero (2013))

En ese mismo documento distingue una serie de tipos de seguimiento:

- Seguimiento cenital: se trata de un tipo de seguimiento con un solo eje, realizando la

trayectoria del Sol desde su posición más baja hasta la más alta, con un eje de rotación

horizontal.

- Seguimiento acimutal: es un tipo de seguimiento de un eje siguiendo el Sol desde su

posición más oriental hasta la más occidental, con un eje de rotación vertical.

- Seguimiento polar: es un tipo de seguimiento de un eje, el cual realiza el movimiento del

Sol desde su posición más oriental hasta la más occidental, con un eje de rotación

inclinado respecto a la vertical.

- Seguimiento de doble eje: es aquel que consta de dos ejes, es decir, sigue la trayectoria

del sol desde su posición más oriental a la más occidental con un eje de rotación

vertical, y otro que sigue la trayectoria desde su posición más baja a la más alta. Se

puede concluir diciendo que se trata de la combinación del seguimiento acimutal y

cenital.

Los mejores seguimientos son el de dos ejes y el polar, pero los principales problemas son:

- Coste de adquisición e instalación.

- Elevado coste de mantenimiento, lo que conlleva una rentabilidad baja.

En el caso del seguimiento de dos ejes, la mayor cantidad de producción se obtiene tan

solo del seguimiento acimutal.

Los costes de adquisición, instalación y mantenimiento para el seguimiento azimutal son

asumibles y están compensados con los beneficios en la producción obtenida.



48

Figura 3.16: Seguidor de doble eje. (Fuente: Prinsloo & Dobson (2014))

3.3 Inversor

Martín & Fernández (2007) define un inversor de un sistema fotovoltaico conectado a red

como un dispositivo electrónico de potencia, capaz de transformar la corriente continua

(CC) proveniente de los módulos en correinte alterna (CA). Esta corriente alterna puede

ser inyectada en la red eléctrica o en el caso de un edificio ser consumida directamente.

Existe gran variedad de inversores, pero todos ellos deben cumplir con las normas de

seguridad y protección a las personas, los equipos y la red eléctrica.

Estos autores destacan tres características que definen el comportamiento de un inversor:

- Rendimiento: Cociente entre la potencia activa suministrada por el inversor y la

potencia continua que recibe. Los valores máximos de rendimiento se encuentran

entre el 90 y el 95%.

- Seguimiento del punto de máxima potencia: Martín & Fernández (2007) lo definen

como una estrategia de control con la que el inversor trata de mantener al generador

trabajando en el punto de máxima potencia. Su finalidad consiste en buscar el máximo

aprovechamiento posible de la energía producida por los paneles. La existencia de

sombras puede complicar este seguimiento.

- Calidad de la onda: debe cumplir las exigencias que se recogen en la normativa. Los

valores de frecuencia y tensión se deben mantener dentro de unos límites. La

distorsión armónica total también cuenta con un límite máximo para la señal de

corriente y otro para la de tensión. El desfase existente entre ambas señales debe ser

de tal forma que el factor de potencia de la onda se encuentre lo más cercano a la

unidad.



49

Según De Delás (2009), un aspecto muy relevante es la prevención del fenómeno de

funcionamiento en modo isla. Por razones de seguridad, se trata de evitar que en el caso

de que la compañía desconecte un tramo local de la red eléctrica donde se encuentra

operando un inversor fotovoltaico, éste se desconecte automáticamente antes de un

determinado número de ciclos de red. Este dispositivo también debe tener la capacidad de

volverse a conectar automáticamente, ya resueltas las causas que provocasen su

desconexión.

Según Chinchilla (2013), los tipos de inversores de conexión a red en función de la

potencia nominal:

- Micro inversor o inversor en módulo: suelen ser monofásicos, de 100W a 1000W

aproximadamente. Es posible su montaje en módulo y cada módulo (o grupo)

funciona en su PMP (punto de máxima potencia). El coste es mayor y su eficiencia

menor por inversor. En algunos casos disponen de cable para enchufe doméstico.

- Inversores de pequeña potencia (1kW a <10kW): pueden ser tanto monofásicos como

trifásicos.

Inversor string: se trata de una cadena de módulos por inversor, con un único PMP.

Inversor multi-strings: son varias cadenas de módulos independientes por

inversor (múltiple PMP).

Rango de potencias del orden de 1 kW - 20 kW.

Reducción de cableado y bus de CC.

Óptimo para diferentes orientaciones y sombras.

- Inversores de mediana potencia (10 kW a <100 kW): mayoritariamente trifásicos.

Inversor string: se trata de una cadena de módulos por inversor, con un único PMP.

Inversor multi-strings: son varias cadenas de módulos independientes por

inversor (múltiple PMP).

Rango de potencias del orden de 1 kW - 20 kW.

Reducción de cableado y bus de CC.

Óptimo para diferentes orientaciones y sombras.

- Inversores de gran potencia (>100kW): tan sólo trifásicos. Cuentan con un único PMP

por inversor, tienen alta eficiencia y su rango de potencias generalmente mayores e

iguales que 100kW. Posibles pérdidas por sombreado y reducción de costes para

potencias elevadas. También cuentan con considerables pérdidas en cableado de

corriente continua.

- Soluciones integrada (inversores + aparamenta de media tensión): exclusivamente

trifásicos, con transformador elevador en media tensión y aparamenta necesaria.

Cuenta con una cabina para intemperie, donde se encuentran los inversores,

transformador elevador en media tensión (MT) y elementos de protección MT.



50

La reducción de coste es importante y tan solo hay un único PMP por inversor. El

rango de potencias es del orden del 1MW y más. En cuanto a las pérdidas, son

mayores por sombreado y en corriente continua.

Los inversores cuentan con un grado de protección IP, el cual permite o no su instalación

directa en el exterior. El tiempo medio hasta fallo del inversor teóricamente es en torno a

50 años, pero en la realidad su vida media llega a ser de unos 10 años (De Delás, 2009).

Continúa argumentado que, los inversores conectados a red dispondrán de un control de

la tensión de red eléctrica, onda de salida, del sincronismo entre la señal generada con la

red eléctrica y dispositivos de protección.

Los inversores deben cumplir con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y

Compatibilidad Electromagnética, incorporando protecciones frente a:

- Cortocircuitos en corriente alterna (CA).

- Tensión de red fuera de rango.

- Frecuencia de red fuera de rango.

- Sobretesiones, mediante varistores o similares.

- Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos,

ausencia y retorno de red.

Además dispondrán de las señalizaciones precisas para su correcta operación, e

incorporarán los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada

supervisión y manejo (De Delás, 2009).

Según el mismo autor, un inversor incorporará, al menos, los siguientes controles

manuales:

- Encendido y apagado del inversor.

- Conexión y desconexión del inversor a la interfaz de corriente alterna.

3.4 Transformador

Roldán (2010) define los transformadores eléctricos como máquinas estáticas con la

capacidad de modificar o transformar los valores de la tensión y de la intensidad que le

llega a su primario del siguiente modo:

- Si el transformador es elevador de tensión, la tensión (Up) que llega al bobinado

primario, sale del secundario (Us) elevada a un valor determinado.

La intensidad (Ip) del primario se reduce en el secundario (Is) en la misma

proporción que la tensión. Es decir, elevan la tensión (U) y la intensidad (I) en la

misma relación.



51

Figura 3.17: Esquema de un transformador monofásico elevador. (Fuente: Roldán (2010))

- Si el transformador es reductor de tensión. La tensión (Up) que llega al bobinado

primario, sale del secundario (Us) reducida a un valor determinado.

La intensidad (Ip) del primario se aumenta en el secundario (Is) en la misma

proporción que la tensión. Es decir, elevan la tensión (U) y la intensidad (I) siguiendo

la misma relación.

Figura 3.18: Esquema de un transformador monofásico reductor. (Fuente: Roldán (2010))

Este mismo autor añade que los transformadores son máquinas estáticas con un

rendimiento elevado, por ello, tienen pocas pérdidas.

Argumenta que la posibilidad de elevar la tensión y reducir la intensidad en las redes de

transporte de la energía eléctrica, permite reducir la sección de los conductores y también

las pérdidas de energía en dicho transporte.

Por otro lado, la energía que llega al lugar donde finalmente se consume, se reduce a

aquellos valores de tensión que convengan a los receptores, a través de los

transformadores.



52

Capítulo 4: Fases de Diseño de Grandes Plantas Fotovoltaicas

El proyecto fotovoltaico de una planta solar de gran escala, una gran instalación sobre

cubierta o una instalación sobre terreno, puede estar basado en sistemas fotovoltaicos

convencionales (PV por sus siglas en inglés) o en sistemas fotovoltaicos de concentración

(CPV por sus siglas en inglés) (Valera, Pereles, Payán, Almonacid, Salas, & Almonacid,

2014).

Los sistemas fotovoltaicos convencionales son aquellos que predominan en el mercado.

Las primeras células utilizadas fueron mono y policristalino de silicio (Dos Santos, 2011).

Figura 4.1: Ejemplo de sistema fotovoltaico convencional. (Fuente: Miller & Lumby (2012))

Según Dos Santos (2011), los sistemas fotovoltaicos de concentración están formados por

células fabricadas con lentes o espejos utilizados para concentrar la luz del Sol en dichas

células. Los sistemas de concentración siguen la trayectoria del Sol, por lo tanto requieren

la incorporación de seguidores solares.

Figura 4.2: Sistema reflectante de módulos CPV. (Fuente: Dos Santos (2011))



53

Lo que distingue a una planta solar fotovoltaica respecto a la generación distribuida es el

tamaño del proyecto y el hecho de que la electricidad se vende a mayoristas, no a

consumidores finales. Las plantas fotovoltaicas de gran escala proporcionan el beneficio

de la electricidad a precio fijo durante los periodos de máxima demanda, es decir, cuando

el coste de la electricidad a partir de combustibles fósiles es más caro (Valera, Pereles,

Payán, Almonacid, Salas, & Almonacid, 2014).

En este mismo documento se afirma que, teniendo en cuenta los últimos resultados

procedentes de Photovoltaic Power Systems Programme (PVPS) de International Energy

Agency IEA, al menos 36,9 GW de sistemas fotovoltaicos han sido instalados y conectados

a la red en todo el mundo durante el pasado año. Siendo así, los proyectos fotovoltaicos de

gran escala han crecido rápidamente en número y tamaño últimamente, ayudados por la

caída del precio de los componentes fotovoltaicos, y sobre todo, por el precio de los

módulos fotovoltaicos convencionales de silicio cristalino, que ha disminuido

drásticamente desde 3,5€/W a 0,5€/W.

Figura 4.3: Precio módulo fotovoltaico (1977-2013). (Fuente: Valera, Pereles, Payán, Almonacid, Salas, &

Almonacid (2014))

Para diseñar una planta solar fotovoltaica son necesarias una serie de fases o etapas

llevadas a cabo a lo largo de un proyecto. El término proyecto, según el Project

Management Institute (PMI), puede definirse como un esfuerzo temporal con el fin de

obtener un servicio, producto o resultado único; o en el caso de la Real Academia Española

(RAE) como conjunto de escritos, cálculos o dibujos que se hacen para dar idea de cómo ha

de ser una obra de arquitectura o ingeniería. Por ello, planificar, ejecutar y poner en

marcha una Planta Solar Fotovoltaica, como ocurre en este caso, encaja a la perfección

dentro de dichas definiciones.

Un proyecto fotovoltaico a gran escala es complejo e involucra a muchas partes diferentes,

incluyendo promotores, propietarios de tierras, servicios públicos, operadores de redes,

organismos gubernamentales y partes financieras (Valera, Pereles, Payán, Almonacid,

Salas, & Almonacid, 2014).

Según estos autores, los objetivos de un proyecto fotovoltaico de gran escala son:



54

- Equilibrio entre la gestión de riesgos y crisis.

- Ejecución de plantas eléctricas de larga vida con un alto rendimiento y disponibilidad.

- Funcionamiento correcto y seguro cumpliendo los requisitos correspondientes.

- Bajo coste con alto rendimiento de la inversión.

En el mismo trabajo se afirma que, un proyecto de este calibre debe pasar por diferentes

fases: las etapas previa y posterior al cierre financiero.

Ossenbach, Guillén y Coto (2010) describen las etapas de desarrollo de un proyecto de

este tipo como se conciben habitualmente en el sector empresarial centroamericano,

comenzando desde el perfil de proyecto hasta la construcción. Advierte que no deben ser

entendidas como una secuencia de pasos separados completamente, ni como partes de un

proyecto que pueden ser delimitadas unas de otras de forma perfecta. El desarrollo de un

proyecto es dinámico, el cual requiere gran capacidad de adaptación y flexibilidad por

parte del desarrollador.

Las etapas las clasifica en:

- Perfil

- Pre-Viabilidad

- Viabilidad

- Estudio Ambiental

- Diseño Final

- Cierre Financiero

- Construcción

El recurso de definir las etapas con el fin de organizar el desarrollo de un proyecto, le

permite establecer bases sólidas durante el proceso de creación del proyecto y poder

estratégicamente invertir según sus recursos. Por otro lado, las distinciones entre etapas a

menudo no están claras. Por ello, el desarrollador debe tener cuidado al querer

aprovechar esos recursos para no verse limitada su capacidad de adaptación a las

condiciones específicas del proyecto.

Sin embargo, consideran que las diferentes etapas pueden ser vistas como un proceso que

va desde la pre-inversión (primeras etapas hasta el cierre financiero), seguida de la

inversión (etapa de la construcción). A pesar de que establece esas diferentes etapas,

también reconoce la existencia de etapas posteriores como son la operación,

monitorización y “abandono” (entendiendo técnicamente por esta última fase el fin de

operación de la planta y su intento de recuperación de las condiciones naturales del

emplazamiento).



55

Figura 4.4: Marco temporal para un proyecto de 20 MW.

(Fuente: Valera, Pereles, Payán, Almonacid, Salas, & Almonacid (2014))

Conforme a la figura 4.4, el proyecto queda dividido en dos partes: antes y después del

cierre de financiación, tal y como es considerado por Valera, Pereles, Payán, Almonacid,

Salas y Almonacid (2014).

1- ANTES DEL CIERRE FINANCIERO (Pre-Financial Close)

Fase de Desarrollo (Development Phase)

En esta primera etapa se desarrollan una serie de fases, tales como: Estudio de Pre-

Viabilidad, Estudio de Viabilidad, Análisis del terreno, Estudio de PLA (Permisos, Licencias

y Autorizaciones), Ingeniería de PLA y Financiación.

- Estudio de Pre-Viabilidad (Pre-Feasibility Study): es la primera valoración del

posible Proyecto. En ella se comienza con la identificación del emplazamiento, la

propiedad de la tierra o el contrato de arrendamiento. Se realiza una revisión

exhaustiva de los principales aspectos del proyecto, tales como, el recurso solar, la

conexión a red y el coste de la construcción con el fin de decidir si merece la pena

seguir con el proyecto adelante o no.



56

- Estudio de Viabilidad (Feasibility Study): Si el resultado del Estudio de Pre-

Viabilidad ha sido favorable, puede llevarse a cabo un detallado Estudio de Viabilidad,

con el fin de que las partes interesadas hagan un compromiso para continuar con su

desarrollo.

Para la selección de la tecnología apropiada se tienen en cuenta factores como la

necesidad de espacio y disponibilidad, disposición de irradiación global horizontal

(GHI), condiciones meteorológicas en especial la temperatura y velocidad del viento,

el coste de la tecnología (CAPEX siendo los gastos de capital y OPEX los gastos de

funcionamiento), riesgos vinculados a las tecnologías, necesidad de mano de obra

capacitada, disponibilidad de proveedores de tecnología, garantías de rendimiento,

etc. Todos y cada uno de estos factores juegan un papel muy importante para la

selección de una tecnología adecuada.

Figura 4.5: Costes en las etapas del ciclo de vida de un Proyecto. (Fuente: Durán & Sojo)

- Negociación del terreno (Land Negotiation): la primera tarea para el desarrollo del

proyecto es la identificación de un emplazamiento adecuado. Una vez identificado el

terreno, se comprueba la disponibilidad y viabilidad de la tierra. A continuación, el

desarrollador cierra la negociación de contratos de las tierras.

- Estudio de PLA (Permisos, Licencias y Autorizaciones) (PLA Study): incluye todas

las autorizaciones administrativas necesarias, las cuales deben ser completadas antes

de la construcción de la planta solar, para que dicha etapa pueda comenzar. Estos

permisos incluyen la aprobación del proyecto, autorización administrativa, proceso

de formalización del medio ambiente, licencia de actividad comercial y de

construcción. También incluye todas aquellas actividades necesarias para obtener la

licencia para producir electricidad.

- Ingeniería PLA (Engineering for PLA): los sistemas y estructuras clave serán

diseñados en detalle. Generalmente un contratista completará esta actividad. La

tipología de plantas fotovoltaicas están clasificadas en cuatro grupos: modular en CA,

en cadena, en cadena múltiple y centralizada. Por otro lado, el tipo de inversores y

sus métodos de interconexión tienen gran impacto en las características de la planta



57

solar, en términos de eficiencia, coste de la inversión, fiabilidad en la producción de

energía, etc. Además, se decidirá si el generador está montado sobre una estructura

fija o un sistema de seguimiento.

- Financiación (Financing): Incluye el Memorándum, Programa Itinerante y Due

Diligence en sus diversos tipos: legal, technical and Insurance – legal, técnico y

seguros. Los pasos a seguir para adquirir el capital o la financiación necesaria para

poder llevar a cabo la instalación fotovoltaica. Para proyectos financieros, a menudo

son desarrollados los siguientes pasos: Fase de Desarrollo, Selección de prestamistas

e inversores, Due Diligence, Convenio del Crédito y Acuerdo de accionistas del cierre

financiero. Para la selección de accionistas el proyecto se presenta; se seleccionan un

grupo de bancos e inversores y a continuación, esos inversores discuten los términos

y condiciones de la negociación. En cuanto a la Due Diligence, es un proyecto de

evaluación que identifica los riesgos y métodos para mitigarlos antes de la inversión.

Hay tres evaluaciones principales de Due Diligence: Due Diligence jurídica, Due

Diligence técnica y Due Diligence de seguros. Y por último, el convenio de crédito y

acuerdo de proveedores consistente en la negociación de los términos y condiciones

de la deuda de financiación y de la financiación del capital.

Opciones de Financiación

Hay varios riesgos/ recompensas para cada tipo de Financiación. Para ello, un

desarrollador debe ayudar al cliente a elegir la financiación más adecuada,

dependiendo del riesgo que quiera asumir el cliente, las limitaciones de dinero en

metálico, y la existencia de impuestos tributarios. Principalmente son usadas tres

grandes estructuras de financiación para los clientes comerciales:

- Compra en efectivo (Cash Purchase): Este es el procedimiento más simple para la

financiación de un proyecto solar. Es decir, la compra del sistema (proyecto)

directamente. Sin embargo, se debe de disponer del capital necesario, claro está. Si

el cliente pudiera optar por esta opción se podría beneficiar de la amortización

acelerada necesaria de todo el sistema (proyecto) así como lo relacionado con

temas fiscales.

- Arrendamiento (Leasing): Esta opción permite a las empresas de energía solar

beneficiarse de ella, a cambio de un pago mensual de arrendamiento por el uso del

hardware del sistema. Los contratos típicos de arrendamiento solar varían entre

15-20 años. En ese momento, el contrato puede renovarse o el cliente puede optar

por comprar los equipos por un valor residual. Para las organizaciones que no

pueden aprovechar plenamente los incentivos fiscales disponibles y quieren evitar

la inversión de capital inicial, un contrato de arrendamiento puede ser la mejor

opción para facilitar la transición a la energía solar.

- Financiación de proyectos (Project Finance): permite generar un flujo de caja

razonablemente predecible, rentable y sostenible, de acuerdo con las



58

características del proyecto, en combinación con sus propios activos, con

posibilidades de financiación individual, sin ser la totalidad de los recursos

aportados por parte de los inversores y con un alto apalancamiento. La

financiación de proyectos es la herramienta más utilizada para dar crédito a

grandes proyectos en diferentes sectores como energía, infraestructuras, agua, etc.

CIERRE FINANCIERO (Financial Close)

Esta etapa incluye actividades para garantizar la financiación de los proyectos de energía

fotovoltaica, que además de contar con los derechos de las tierras, permisos,

autorizaciones y licencias, también deben cumplir con los requisitos, que dan derecho a

recibir ciertos ingresos. Se establece la relación entre el contratista EPC (Engineering,

Procurement, Construction - Ingeniería, Compras y Construcción) y

contratistas/fabricantes. En este momento, los contratos principales están firmados: línea

de crédito, EPC, Operación y Mantenimiento (O&M), etc.

2- DESPUÉS DEL CIERRE FINANCIERO (Post-Financial Close)

Esta etapa está subdividida en dos partes: Operación y Explotación.

- Fase de Construcción (Construction Phase)

Esta fase se inicia cuando se recibe un aviso de proceder por parte del propietario. De

esta forma comienza la construcción física de la instalación fotovoltaica. Durante esta

fase, se pueden realizar diversas tareas, como control de calidad de los componentes y

control de costes. En la fase de adquisición, debe hacerse una monitorización con el

fin de evitar los riesgos de cualquier retraso en la entrega de los componentes.

Cuando la fase de construcción ha sido terminada, se realiza un Certificado de

Aceptación Provisional (PAC por sus siglas en ingés).

- Fase de Explotación (Exploitation Phase)

En la Fase de Explotación se pueden distinguir dos periodos: periodo de garantía y

periodo de explotación.

Periodo de Garantía (Guarantee Period): este periodo se desarrolla durante un

rango de 2-3 años, entre el Certificado de Autorización Provisional (PAC-

Provisional Acceptance Certificate) y el Certificado de Autorización Definitivo (FAC-

Final Acceptance Certificate).

A su vez, en este periodo se distinguen dos actividades: operación y puesta en

marcha.



59

o Operación (Operation): en esta fase se incluye la revisión de la producción PR

(Performance Ratio por sus siglas en inglés) de cada año, la supervisión de

Operación y Mantenimiento de la potencia de la planta, en caso de haber alguna

incidencia, monitorización del rendimiento y control de costes.

o Puesta en marcha (Commissioning): es un proceso durante el cual la planta

fotovoltaica se prueba para verificar si funciona de acuerdo a los objetivos del

diseño o especificaciones.

Periodo de Explotación (Exploitation Period): el contrato de Operación y

Mantenimiento (O&M) puede continuar durante toda la vida de la planta

fotovoltaica con un mantenimiento preventivo y correctivo. Estos servicios

permanecerán durante los 20-30 años de vida útil de la instalación.



60

Capítulo 5: Estudio previo

A continuación se presenta un estudio de viabilidad de una planta solar

fotovoltaica conectada a red. Este estudio se realiza en la fase de desarrollo de la etapa

previa al cierre financiero, tal y como se muestra en el capítulo anterior (Fases de una

planta solar fotovoltaica).

5.1 Descripción del Proyecto

El objetivo de este proyecto consiste en diseñar una planta solar fotovoltaica conectada a

red de 2 MW nominales, la cual se encuentra instalada en la provincia de Toledo. Para ello,

se van a desarrollar en distintos apartados: localización, inspección del emplazamiento,

diseño de la configuración técnica – comparación de las diferentes configuraciones y

recurso solar.

Localización

El proyecto se encuentra en la población española de Las Herencias, ubicado en la

provincia de Toledo, con una altitud de 359 metros sobre el nivel del mar. Se puede

acceder al emplazamiento por la carretera nacional N-502 y la carretera local TO- 7221-v,

que comunican la ciudad de Talavera de la Reina con el municipio de Las Herencias.

Las coordenadas del proyecto son las siguientes:

Latitud: 39° 52’ 50.88” N

Longitud: 4° 54’ 18” W

En las imágenes 5.1 y 5.2 se muestra la situación exacta del proyecto:

Figura 5.1: Localización de la Planta (España). (Fuente: Google Earth)



61

Figura 5.2: Localización de la Planta (Toledo). (Fuente: Google Earth)

Con el fin de considerar los posibles efectos que puedan tener en el proyecto la presencia

de obstáculos en el terreno, la figura 5.3 ofrece una vista aérea dónde se puede percibir

mejor el emplazamiento.

Figura 5.3: Vista aérea de la Planta 1. (Fuente: Google Earth)



62

Figura 5.4: Vista aérea de la Planta 2. (Fuente: Google Earth)

Tal y como podemos comprobar en la figura 5.4, además de ser un terreno llano, no cuenta

con ningún obstáculo a su alrededor que produzca efectos de sombreado en la instalación

fotovoltaica, como pueden ser montañas o árboles. En dicha imagen, se aprecia a lo lejos

unas elevaciones montañosas, pero se encuentran a mucha distancia del terreno como

para afectar a la producción de energía.

Por todo ello, la localización se considera adecuada para instalar una planta solar

fotovoltaica, ofreciendo suficiente área para que los módulos fotovoltaicos sean instalados

y puedan garantizarse valores apropiados de radiación solar como veremos en el apartado

5.4 (Recurso Solar).

5.2 Inspección del emplazamiento

Durante la visita realizada al sitio, se ha podido comprobar las condiciones del terreno.

Características del terreno

El proyecto se encuentra ubicado en una zona llana, sin zonas montañosas o arbóreas

cercanas que puedan producir sombras.

El suelo es de arena, lo cual puede provocar suciedad en los componentes de la planta

solar fotovoltaica. Sin embargo, no se espera que dicha suciedad, causada por la

deposición de polvo, sea de especial relevancia.

Por todo ello, el paisaje, la vegetación y la infraestructura que rodea al emplazamiento

parecen adecuados para la construcción de un proyecto fotovoltaico.



63

Disponibilidad de tierra

Se ha considerado que la propiedad dispone de los permisos pertinentes.

Caminos de acceso

La Planta Solar de Las Herencias consta de un buen acceso desde la ciudad de Talavera de

la Reina (13km) a través de una carretera de dos carriles con unas condiciones óptimas

para ser transitada.

El camino de acceso a la Planta Solar es adecuado para el tránsito de vehículos y

maquinaria pesada.

5.3 Diseño de la configuración técnica – Comparación de las diferentes

configuraciones

En base al análisis que se ha llevado a cabo en el apartado anterior del presente informe, a

continuación se definen una serie de configuraciones distintas entre sí, con la finalidad de

compararlas y obtener la solución más óptima.

Se hace referencia a cada una de esas configuraciones, denominándolas como escenarios.

Por tanto, en este proyecto se realiza un estudio de 6 escenarios posibles, los cuales se

muestran en la tabla 5.1:

Tabla 5.1: Definición de escenarios. (Fuente: Elaboración propia)

Escenario Tecnología Estructura Tipo de inversor

1 Policristalino Fija Inversores de 500kW

2 CdTe Fija Inversores de 500kW

3 Monocristalino Fija Inversores de 500kW

4 Policristalino Fija Inversores de 20kW

5 CdTe Fija Inversores de 20kW

6 Monocristalino Fija Inversores de 20kW

Características de los escenarios

Para cada uno de los escenarios anteriormente citados se ha realizado lo siguiente:

- Diseño de la instalación fotovoltaica.

- Análisis de la radiación recibida en el plano.

- Análisis de la producción de energía.



64

Para poder llevar a cabo todos estos trabajos, es necesario definir ciertos parámetros para

el diseño de la planta. Entre los 6 escenarios propuestos, existen algunos parámetros

comunes tales como:

- Potencia nominal: 2MW. La potencia nominal viene determinada por la potencia de

los inversores a instalar. Por ello, en los tres primeros escenarios hay 4 inversores de

500kW y en los otros tres, 200 inversores de 10kW.

- Cajas de conexión empleadas para optimizar el cableado en la parte de la instalación

que corresponde a corriente continua. Se colocan entre las series de módulos y los

inversores.

- Estructura fija.

- Subsistemas complementarios: cuadro de interconexión, conducciones, protecciones

eléctricas, monitorización, etc.

- Transformador de: 2,000kVA. Se trata de un transformador que eleva la tensión de

405V (BT) a 22,000V (MT), incorporando las protecciones de MT.

- El cableado del transformador al centro de seccionamiento.

El resto de parámetros definidos para cada escenario, se describen a continuación.

Selección de Módulos

Para poder realizar el diseño de la Planta, es necesario elegir un módulo fotovoltaico. Para

ello, teniendo en cuenta los 6 escenarios diferentes, se han escogido modelos de distintas

tecnologías. En la tabla 5.2 se muestran las características principales de cada uno de esos

modelos de módulos seleccionados:

Tabla 5.2: Características de los módulos. (Fuente: Elaboración propia)

Características Policristalino CdTe Monocristalino

Fabricante Hanwha Solar First Solar Trina Solar

Modelo HSL 72 P6-PB-1-

290 FS-4110A-2 TSM-260 DC05A

Potencia Máxima (Pmáx) 290 W 110 W 260 W

Tensión en circuito abierto (Voc)

45V 87.2 V 38.4 V

Corriente de cortocircuito (Isc) 8.65 A 1.75 A 9,15 A

Tensión en el punto de máxima potencia (Vmp)

35.40 V 69.4 V 30.02 V

Corriente en el punto de máxima potencia (Imp)

8.20 A 1.59 A 8,61 A

Eficiencia del módulo (%) 15.0 15.56 15.90

Coeficiente de temperatura de P

-0.43 %/ºC -0.40 %/ºC -0.41 %/Cº



65

Características Policristalino CdTe Monocristalino

NOCT (Temperatura de operación nominal de cada

célula) 45 ºC 45 ºC 45 ºC

Dimensiones 1956mm x

988mm x 45mm 1200mm x

600mm x 6.8mm 1650mm x

992mm x 35mm

Para mayor información acerca de los distintos módulos ya citados, se dispone de las hojas

de características correspondientes en Anexos.

Todos estos modelos de módulos son representativos de productos disponibles en el

mercado actual. En el caso de que se cambie el tipo de módulo, las características serán

otras y, por lo tanto, la potencia de la instalación también se puede ver modificada.

La potencia nominal de la planta viene determinada por su potencia pico, producida en el

momento óptimo de radiación del sol y temperatura. La potencia pico de la Planta

dependerá del escenario escogido, puesto que cada uno tiene un número total de módulos

diferente y modelo con distinta potencia.

Estructura

La estructura consiste en unos postes clavados en el terreno con un martillo neumático y,

sobre ellos, se fijan los bastidores en los que se colocan los paneles solares.

Algunas de las características del sistema son: el montaje de los paneles superpuestos, su

diseño en acero galvanizado y aluminio con barreras galvánicas entre materiales distintos,

tres metros de separación entre postes, la longitud de las hileras ajustables, la inclinación

de los módulos en función del deseo del cliente y su fijación en el terreno sin hormigón.

Este sistema cumple con las normativas europeas, en referencia a la resistencia, teniendo

en cuenta las cargas de viento, nieve y las características del terreno donde se instale.

También cumple con las condiciones del Código Técnico de Edificación (CTE).

Los principales parámetros a definir son:

- Azimut: El azimut consiste en la orientación de los paneles. En el hemisferio norte, los

paneles miran hacia el sur, mientras que en el hemisferio sur ocurre lo contrario, es

decir, miran hacia el norte.

Por tanto, en este caso como el terreno se encuentra situado en el hemisferio norte,

los paneles se orientan hacia el sur siendo 0º lo más óptimo.

- Inclinación de módulos fotovoltaicos: Este valor se calcula para optimizar la

irradiación recibida en el plano del módulo y así decidir qué inclinación es la idónea.



66

Tabla 5.3: Irradiación con distinta inclinación. (Fuente: Elaboración propia)

Inclinación Irradiación (kWh/m2)

26 2085

27 2090

28 2094

29 2098

30 2102

31 2105

32 2107

33 2109

34 2111

35 2112

Tras analizar qué irradiación captan los paneles solares dependiendo del grado de

inclinación asignado, se obtiene el resultado más óptimo. En este caso, la

inclinación de los módulos fotovoltaicos se fijan a 35º.

Un factor a tener muy en cuenta es la velocidad del viento, pues depende del valor

que soporte la estructura. En este caso no hay peligro, puesto que la estructura que

se va a emplear resiste vientos de, como mínimo, 150km/h y, en este

emplazamiento los valores registrados de viento son menores.

- La colocación de los módulos se realiza en posición horizontal, puesto que es lo

más óptimo para minimizar las pérdidas por sombreado. Esto es debido a la

configuración eléctrica de las células de los módulos. Los diodos de bypass están

colocados de tal forma que, si se posiciona de forma vertical, las sombras de las

celdas inferiores pueden impedir el funcionamiento del panel por completo, es

decir, no producen energía.



67

En cambio, si la posición se modifica, situado de forma horizontal, tan sólo se

inactivan aquellas filas afectadas por la sombra, mientras que el resto del módulo

continúa funcionando y produciendo energía, tal y como se muestra a continuación

en la tabla 5.4:

Tabla 5.4: Efectos de sombreado en módulos colocados vertical y horizontalmente. (Fuente: Elaboración propia)

Área sombreada

Todos los módulos desactivados

Área sombreada

Sólo se desactivan las células

sombreadas

Como se ha comentado anteriormente, la disposición de módulos se realizará en

todos los casos de forma horizontal, siendo dos módulos por columna.



68

- Pitch: Se trata de la distancia entre un punto de un módulo y ese mismo punto al

módulo siguiente tal y como se muestra en la figura 5.5.

Figura 5.5: Descripción gráfica del Pitch. (Fuente: Elaboración propia)

A continuación, se muestran las pérdidas por sombreado y el pitch

correspondiente a cada escenario. Con la ayuda de PVSyst obtenemos los

siguientes parámetros.

Tabla 5.5: Pitch y Pérdidas por sombreado de cada escenario. (Fuente: Elaboración propia)

Parámetro Esc. 1 Esc. 2 Esc. 3 Esc. 4 Esc. 5 Esc. 6

Pérdidas por

sombreado

2.9% 1.9% 2.9% 3.0% 1.9% 2.9%

Pitch 5.2 m 4.25 m 5.1 m 5.2 m 4.25 m 5.1 m

Selección de Inversores

Para continuar con el diseño de la Planta, se precisa de la elección de un inversor. En este

proyecto se barajan dos opciones, es decir, se realiza un estudio donde tres de los seis

escenarios son con un inversor de unas determinadas características y el resto con otro

distinto.



69

En la tabla 5.6, se muestran las características principales de cada uno de esos modelos de

inversores seleccionados:

Tabla 5.6: Características de los inversores. (Fuente: Elaboración propia)

Características Sunny Tripower 10000TLEE-JP-10

(SMA)

Sunny Central 500HE-US

Entrada (CC)

Potencia máxima DC 10,500 W 565,000 Wp

Tensión máxima de entrada 600 V 600 V

Rango de tensión MPP en la tensión de red (202 V)

300 V – 590 V 330-600 V

Tensión nominal de entrada 300 V 330 V

Corriente máxima de entrada 36 A 1600 A

Número de entradas en CC 6 6 - 9

Salida (CA)

Potencia nominal 10,000 W (@ 202 V, 50 Hz)

500 kVA (@ 45 °C

Tensión nominal CA 3/PE, 202 V -

Rango de tensión CA 160 V to 240 V 180 V – 220 V

Frecuencia nominal de potencia 50 Hz 60 Hz

Corriente maxima de salida 29 A 1470 A

Fases de alimentación / Fases de conexión

3 / 3 -

Eficiencia

Eficiencia máxima / Eficiencia según JIS C 8962 (para Sunny Tripower 10000TLEE-JP-10) o Eficiencia CEC (para Sunny Central 500HE-US)

97.8% / 96.5% 98.6% / 98.0%

Protecciones

Clase de Protección (según IEC 61140) I -

Protección de sobretensión (según IEC 60664-1)

CA: III; CC: II -

Grado de protección IP65 (según IEC 60529)

NEMA 3R

Datos generales

Dimensiones (W / H / D) 665 / 680 / 265 mm

2277 / 2562 / 956 mm

Peso 45 kg <1800 kg

Rango de temperatura de funcionamiento

-25ºC a +60ºC –25 °C a +60 °C

Máximo valor permitido para humedad relativa (sin condensación)

100% 95%



70

Para mayor información acerca de los distintos inversores ya citados, se dispone de las

hojas de características correspondientes en Anexos.

5.4 Recurso Solar

La figura 5.6 muestra el mapa de distribución de la radiación solar en el país:

Figura 5.6: Mapa de irradiación solar de España. (Fuente: Solargis)

Para la realización del estudio del recurso solar se han tenido en cuenta diversas bases de

datos de radiación como SolarGis, Meteonorm, PVGIS, NASA y SWERA-NREL.



71

SOLARGIS

Para acceder a la Base de datos de Solargis puede utilizar el siguiente enlace:

- http://solargis.info/

Solargis es un sistema de información geográfica diseñado para satisfacer las necesidades

de la industria de la energía solar. Integra recurso solar y datos meteorológicos con

herramientas para la planificación y supervisión del rendimiento de los sistemas de dicha

energía.

La base de datos Solargis es de alta resolución reconocida como la fuente más fiable y

precisa de la información del recurso solar.

Figura 5.7: Cobertura vía satélite en las regiones del mundo. (Fuente: Solargis)

Los diferentes satélites tienen la siguiente resolución temporal y periodos de

disponibilidad de datos.

- Satélites Meteosat de segunda generación (MSG, según sus siglas en inglés): en la

región PRIME desde 04/2004 hasta el presente, con una resolución temporal de 15

minutos.

- Satélites Meteosat de primera generación (MFG, según sus siglas en inglés): en la

región PRIME desde 01/1994 hasta 12/2005 y en la región IODC desde 01/1999

hasta el presente. La resolución temporal es de 30 minutos.

- Satélites GOES: en la región GOES-EAST desde 01/1999 hasta el presente con una

resolución temporal entre 30 minutos y 3 horas.

- Satélites MTSAT: en la región del Pacífico desde 01/2007 hasta el presente, con una

resolución temporal de 30 minutos.

http://solargis.info/



72

PVGIS

Para acceder a la Base de datos de PVGIS puede utilizar el siguiente enlace:

- http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php

PVGIS es un sistema de información geográfica desarrollada por la Comisión Europea en el

marco de un programa de SOLAREC para el desarrollo de energías renovables. El software

es capaz de proporcionar valores de la irradiación horizontal, inclinada, etc. en cualquier

lugar de Europa, África y Asia con una resolución de 1kilómetro x 1kilómetro.

METEONORM (7ª versión)

Para acceder a la Base de datos de Meteonorm puede utilizar el siguiente enlace:

- http://www.meteonorm.com.

La base de datos Meteonorm 7 contiene datos de más de 6200 ciudades, 8300 estaciones

meteorológicas y 1200 DRY (diseño de años de referencia). Si el sitio más cercano está a

más de 20 km de distancia, se utiliza una combinación de información terrestre y satelital.

Los datos satelitales son empleados para la interpolación en áreas remotas. Por otro lado,

en casos en los que no se encuentra disponible ninguna medición terrestre fiable, se utiliza

información satelital.

Para la ubicación del proyecto, Meteonorm 7 ha empleado datos correspondientes al

periodo entre 1991 a 2010 para obtener los datos de irradiación para el año

meteorológico típico (TMY según sus siglas en inglés). Los datos de temperatura para el

TMY corresponden a datos tomados en un periodo comprendido entre 2000 y 2009. Las

diferentes estaciones empleadas por Meteonorm para este proyecto son las siguientes:

- Irradiación: uso de un mapa de radiación precalculado, basado en información

terrestre y de satélite debido a la baja densidad de la red.

- Temperatura: tres estaciones cercanas:

Cáceres (131 km)

Madrid / Getafe (AFB) (112 km)

Madrid / Barajas (132 km)

SWERA- NREL

Para acceder a la Base de datos de Swera-NREL puede utilizar el siguiente enlace:

- http://en.openei.org/apps/swera/

La evaluación de los recursos de la energía solar y eólica (SWERA) es un sitio web

diseñado para facilitar el acceso a los datos solares y eólicos de todo el mundo. Congrega

varias fuentes de información y dependiendo de la ubicación del proyecto a realizar,

estarán disponibles unas fuentes u otras.

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php

http://www.meteonorm.com/

http://en.openei.org/apps/swera/



73

NASA

Para acceder a la Base de datos de la NASA puede utilizar el siguiente enlace:

- https://eosweb.larc.nasa.gov/sse/

La agencia espacial norteamericana (NASA) ha desarrollado un sistema de información

geográfica capaz de proporcionar datos de irradiación extrapolados para un determinado

sitio. Los datos son proporcionados en formato mensual y para una superficie horizontal.

La NASA Solar 6.0 se ha actualizado en cuatro formas:

- Los datos solares en esta versión se extiende por los 22 años transcurridos desde el 1

de julio de 1983 hasta el 31 de junio de 2005, y los datos meteorológicos abarcan el

periodo comprendido entre el 1 de enero de 1983 hasta el 31 de diciembre de 2005.

- Los datos de radiación solar se derivan de un algoritmo de inversión mejorado que

proporciona una mejora en la estimación de la superficie de radiación solar de

aproximadamente un 2,8%.

- Los datos de temperatura y parámetros se basan en la mayor resolución espacial

Goddart Earth Observing System versión 4 (GEOS-4), frente a GEOS-1.

- Han sido incluidos parámetros adicionales de interés para la comunidad de la energía

renovable. La resolución espacial es de aproximadamente 100km, y los valores están

disponibles en un promedio diario.

https://eosweb.larc.nasa.gov/sse/



74

Análisis de bases de datos

Tras analizar cada una de las bases de datos anteriormente citadas, se obtiene la siguiente

irradiación horizontal (GHI según sus siglas en inglés) para el emplazamiento mostrado en

la tabla 5.7:

Tabla 5.7: Irradiación Horizontal Estimada por diferentes BBDD. (Fuente: Elaboración propia)

MES SOLARGIS (kWh/m2)

PVGIS (kWh/m2

)

METEONORM (kWh/m2)

SWERA – NREL (kWh/m2)

NASA (kWh/m2

)

Enero 66 67 71 69 70

Febrero 91 90 87 86 90

Marzo 139 146 142 139 141

Abril 161 170 183 161 164

Mayo 212 209 212 212 198

Junio 223 231 234 223 226

Julio 238 249 256 238 238

Agosto 215 217 218 215 211

Septiembre 163 160 166 163 156

Octubre 109 117 114 109 104

Noviembre 75 75 81 75 71

Diciembre 62 60 61 62 59

Anual 1771 1790 1825 1753 1727

En este caso, se ha elegido modelar la irradiación horizontal como una media ponderada

(50/30/10/5/5) entre Solargis, PVGIS, Meteonorm, NREL y NASA. Esta ponderación ha

sido seleccionada en base a las características de las distintas BBDD, su resolución y el

número de años de medidas. La tabla 5.8 muestra el resumen de estas características:

Tabla 5. 8: Características de las diferentes BBDD. (Fuente: Elaboración propia)

BBDD Pesos Tipo de BBDD

Años Disponibles

Último Año Registrado

Irradiación Horizontal (kWh/m2)

SOLARGIS 50% Satélite 1994-2010 2010 1771

PVGIS 30% Satélite 1998-2013 2013 1790

METEONORM 10% Satélite 1991-2010 2010 1825

SWERA - NREL 5% Satélite 2001-2006 2006 1753

NASA 5% Satélite 1983-2005 2005 1727



75

Por tanto, la irradiación horizontal final obtenida de la combinación de dichas bases de

datos, se muestra en la tabla 5.9:

Tabla 5.9: Irradiación Horizontal, TMY. (Fuente: Elaboración propia)

MES TMY GHI

(kWh/m2)

Enero 67,2

Febrero 90,0

Marzo 145,0

Abril 174,1

Mayo 205,5

Junio 230,3

Julio 247,3

Agosto 215,8

Septiembre 159,4

Octubre 112,0

Noviembre 74,9

Diciembre 57,9

Anual 1779,3



76

Capítulo 6: Simulaciones

Para decidir el diseño más adecuado de la Planta, se ha realizado un estudio de seis

configuraciones diferentes donde ciertos parámetros varían.

Cada escenario ha sido diseñado individualmente, atendiendo a las características de los

componentes seleccionados. Para ello, son necesarios una serie de cálculos previos que

determinan cómo configurar la instalación.

Una vez determinadas las distintas configuraciones, se llevan a cabo las simulaciones del

funcionamiento de la Planta con el programa PVSyst.

El software PVSyst consiste en una herramienta de diseño y optimización de un sistema

solar fotovoltaico. Este programa permite simular sistemas de distintas dimensiones,

además de proporcionar una perspectiva de los detalles de la instalación. Para obtener

una solución lógica, es necesario el cálculo de cada uno de los parámetros a introducir en

el sistema, como se ha mencionado anteriormente.

Para realizar cada una de las simulaciones con dicho software, se siguen los siguientes

pasos:

Para comenzar, se crea el lugar donde se va a encontrar la Planta. Para ello, se añaden los

valores de latitud ((+N,-S) 39,881º), longitud ((+E,-O) -4,905º), país (España) y huso

horario (0).

A continuación, se incorporan los datos meteorológicos, resultado de realizar el estudio

del recurso solar en el apartado 5.4.

Tabla 5.9: Irradiación Horizontal, TMY. (Fuente: Elaboración propia)

MES TMY GHI

(kWh/m2)

Enero 67,2

Febrero 90,0

Marzo 145,0

Abril 174,1

Mayo 205,5

Junio 230,3

Julio 247,3

Agosto 215,8

Septiembre 159,4

Octubre 112,0

Noviembre 74,9

Diciembre 57,9

Anual 1779,3



77

Una vez introducidos todos esos datos, el emplazamiento ya existe en el programa, por lo

tanto, se continúa con la configuración de los distintos escenarios.

Cada escenario se crea individualmente como una nueva variante, en la que designamos

algunos parámetros comunes en todas ellas, como ocurre con el tipo de estructura

seleccionada, si se trata de estructura fija o con seguidor (tipo inclinación fija), la

inclinación determinada (35º) y azimut (0º, es decir, orientado hacia el sur por estar la

Planta ubicada en el hemisferio norte), como se indica en el apartado 2 (Diseño de la

configuración técnica).

Figura 6.1: Entorno de trabajo PVSyst para selección de datos previos. (Fuente: PVSyst)

Más adelante, se desarrolla el sistema. En esta sección, se elige qué modelo de módulo se

va a emplear y cuántos de ellos son necesarios para producir la potencia solicitada (en

este caso, 2 MW nominales), al igual que sucede con el inversor.

PVSyst dispone de una BBDD donde se encuentran almacenadas marcas de módulos e

inversores con todas las características de cada modelo.

Por tanto, se selecciona cada modelo de módulo e inversor, y se inserta la cantidad de cada

uno de ellos que se ha calculado previamente, con el fin de garantizar una solución lógica.



78

Figura 6.2: Entorno de trabajo PVSyst para la creación del sistema. (Fuente: PVSyst)

Tras seleccionar la configuración, se procede a dibujar el sistema creado con la intención

de comprobar qué factor de sombreado producen al cabo del día unos paneles con otros,

al igual que en el caso de que existiesen obstáculos montañosos o árboles, etc. también se

podría apreciar.

Un factor importante para este paso, es la distribución de los módulos en cadenas o

strings, valor del pitch, además de su distribución en vertical u horizontal como se ha

explicado en el apartado 5.3 (Diseño de la configuración técnica).

Además, se diseñan caminos internos para que sea posible el acceso con vehículos a lo

largo de la Planta, siendo muy útil en caso de algún problema producido en un elemento.



79

Figura 6.3: Entorno de trabajo PVSyst para diseñar el sistema. (Fuente: PVSyst)

Una vez creada y dibujada la configuración deseada, se procede a realizar su

correspondiente simulación. PVSyst genera un informe donde se resume toda la

información relevante de la simulación realizada, recopilados todos ellos en el Anexo 2.



80

Capítulo 7: Resultados

Una vez realizadas todas las simulaciones con PVSyst, se procede a comparar dichos

resultados obtenidos con el fin de determinar cuál es la configuración más óptima para el

emplazamiento de este proyecto, de acuerdo con el aspecto técnico.

Comparación en función del inversor:

En primer lugar, con el fin de reducir el número de opciones y determinar

justificadamente qué escenario es más favorable, se comparan resultados dos a dos para

seleccionar si es mejor pocos inversores de mucha potencia (4 inversores de 500kW) o

muchos inversores de poca potencia (200 inversores de 10kW), siendo la tecnología de

módulos la misma.

1. Si Policristalino:

Características comunes:

- Tecnología del módulo: Si policristalino (Fabricante: Hawnha Solar; modelo: HSL 72

P6-PB-1-290 (290Wp).

- Estructura fija con una inclinación de 35º.

- Posición de los módulos: dos módulos horizontales por columna.

- Pitch: 5.2 metros.

La diferencia entre los escenarios 1 y 4 es el inversor empleado, tal y como se muestra en

la tabla 7.1. Tras realizar los cálculos, se ha comprobado que era posible aplicar el mismo

criterio respecto al número de módulos en serie y en paralelo, por lo que se percibe con

más claridad la diferencia entre los resultados obtenidos.

Tabla 7.1: Características de los escenarios 1 y 4. (Fuente: Elaboración propia)

Escenario Módulos en serie

Módulos en paralelo

Nº módulos Tipo inversor según

potencia Nº Inversores

1 11 660 7260 500kW AC 4

4 11 660 7260 10kW AC 200

Si nos fijamos en los resultados obtenidos con el software PVSyst, podemos comparar

ambos escenarios y ver cuál resulta mejor.

Como se ve en la tabla 7.2, la potencia pico y potencia nominal son las mismas, puesto que

ambos escenarios se componen del mismo número de módulos de 290 Wp cada uno y, el

resultado de multiplicar la potencia de cada inversor por el número total de todos ellos

resulta ser 2,000 kW.



81

Potencia pico del campo en ambos escenarios:

o u o

Potencia nominal de los inversores:

Esc. 1 u

Esc. 4 u

Las pérdidas por inversor resultan ser menores en la configuración formada por 4

inversores de 500kW que en la de 200 inversores de 10kW como se ve en la tabla 7.1.

Además, los diagramas generados por PVSyst, los cuales se muestran en la figura 7.1 y 7.2,

recogen las pérdidas ocasionadas en la Planta. En ellos podemos ver los valores de las

pérdidas globales por inversor ya citados.

Figura 7.1: Diagrama de pérdidas del escenario 1.

(Fuente: PVSyst)


(Fuente: PVSyst)



82

También podemos comprobar en las gráficas siguientes (figuras 7.3, 7.4, 7.5 y 7.6) cómo

las pérdidas son menores en la configuración 1, afectando a la producción de ambos casos.

Figura 7.3: Producción normalizada escenario 1.

(Fuente: PVSyst)


(Fuente: PVSyst)

Figura 7.5: Producción normalizada y factores de

pérdida escenario 1. (Fuente: PVSyst)



A su vez, la superficie de los módulos supone la misma cantidad, pero si vemos más allá y

hacemos referencia al espacio que la Planta precisa respecto al total de módulos e

inversores, nos damos cuenta de que el escenario 4 ocupará un área mayor, puesto que se

tratan de 200 inversores frente a 4 del escenario 1.

Tabla 7.2: Resultados de los escenarios 1 y 4. (Fuente: Elaboración propia)

Esc. Potencia

pico (kWp)

Potencia nominal

(kW)

Pérdidas por

inversor (%)

Superficie módulos

(m2)

Energía producida

(MWh/año)

Producción específica

(kWh/kWp/año)

PR (%)

1 2,105 2,000 2.2 14,030 3,654 1,736 83.4

4 2,105 2,000 3.2 14,030 3,611 1,715 82.4



83

Por otro lado, la energía producida consiste en la producción de energía total a lo largo de

un año siendo en la configuración 1 de 3,654 MWh/año y en el caso del escenario 4 es de

3,611 MWh/año. Es decir, produce mayor energía el 1.

En cuanto a la producción específica, indicador de producción basado en la irradiación

disponible en función de la localización y orientación, ocurre lo mismo que en el caso

anterior, es mayor en el escenario 1.

Por último, respecto al PR (factor de rendimiento), el cual indica la calidad de la planta

independientemente de su ubicación, también es mayor en el caso del escenario 1 con un

83.4%, frente al 82.4% del escenario 4. También se puede ver las gráficas generadas por el

programa en las figuras 7.7 y 7.8.

Figura 7.7: Factor de Rendimiento

del escenario 1. (Fuente PVSyst)

Figura 7.8: Factor de Rendimiento

del escenario 4. (Fuente PVSyst)

Para finalizar, se decide descartar la opción 4, puesto que supone mayor superficie de

terreno, tiene mayores pérdidas respecto al inversor, produce menor cantidad de energía

y su PR es menor. Por tanto en este caso el escenario más óptimo es el escenario 1

formado por 4 inversores de 500kW.

2. CdTe:


- Tecnología del módulo: CdTe (Fabricante: First Solar; modelo: FS-4110A-2 Sept2014

(110Wp).




La diferencia entre los escenarios 2 y 5 es el inversor utilizado. Tras realizar los cálculos

necesarios, los escenarios se han configurado tal y como se muestra en la tabla 7.3.



84






2 6 3200 19200 500Kw AC 4

5 5 3840 19200 10Kw AC 200

Como se puede comprobar el número total de módulos coincide, pero la distribución es

distinta.




ambos escenarios se componen del mismo número total de módulos de 110 Wp cada uno

y, el resultado de multiplicar la potencia de cada inversor por el número total de todos

ellos resulta ser 2,000 kW.


o u o


Esc. 2 u

Esc. 5 u


inversores de 500kW que en la de 200 inversores de 10kW como se ve en la tabla 7.3.

Además, los diagramas generados por PVSyst, los cuales se muestran en la figura 7.9 y

7.10, recogen las pérdidas ocasionadas en la Planta. En ellos podemos ver los valores de

las pérdidas globales por inversor, ya citados.



85

Figura 7.9: Diagrama de pérdidas del escenario 2. (Fuente:

PVSyst)

Figura 7.10: Diagrama de pérdidas del

escenario 5. (Fuente: PVSyst)

También podemos comprobar en las gráficas siguientes (figuras 7.11, 7.12, 7.13 y 7.14)

cómo las pérdidas son menores en la configuración 2, afectando a la producción de ambos

casos.


(Fuente: PVSyst)


(Fuente: PVSyst)



86





A su vez, la superficie de los módulos supone la misma cantidad, pero si vemos más allá

como en el caso anterior y, hacemos referencia al espacio que la Planta precisa respecto al

total de módulos e inversores, nos damos cuenta de que el escenario 5 ocupará un área

mayor puesto que se tratan de 200 inversores frente a 4 del escenario 2.


Esc. Potencia

pico (kWp)

Potencia nominal

(kW)

Pérdidas por

inversor (%)

Superficie módulos

(m2)

Energía producida

(MWh/año)


(kWh/kWp/año)

PR (%)

2 2,112 2,000 1.9 13,824 3,737 1,770 85.0

5 2,112 2,000 3.2 13,824 3,688 1,746 83.9

Como ya se ha comentado anteriormente, la energía producida trata de la producción de

energía total a lo largo de un año siendo en la configuración 2 de 3,737 MWh/año y en el

caso del escenario 5 es de 3,688 MWh/año, es decir, produce mayor energía el 2.










87

Figura 7.15: Factor de Rendimiento del

escenario 2. (Fuente PVSyst)

Figura 7.16: Factor de Rendimiento del escenario 5.

(Fuente PVSyst)



y su PR es menor. Por tanto en este caso el escenario más óptimo es el escenario 2


3. Si Monocristalino:


- Tecnología del módulo: Si monocristalino (Fabricante: Trina Solar; modelo: TSM-260

D05A (260Wp).




La diferencia entre los escenarios 3 y 6 es el inversor utilizado. Tras realizar los cálculos

necesarios, los escenarios se han configurado tal y como se muestra en la tabla 7.5.






3 13 601 7813 500kW AC 4

6 12 651 7812 10kW AC 200

Como se puede comprobar el número total de módulos coincide prácticamente, pero la

distribución es distinta.





88


ambos escenarios se componen del mismo número total de módulos de 260W cada uno y,

el resultado de multiplicar la potencia de cada inversor por el número total de todos ellos

resulta ser 2,000 kW.


o u o


Esc. 3 u

Esc. 6 u


inversores de 500kW que en la de 200 inversores de 10kW, como se ve en la tabla 7.5.

Además, los diagramas generados por PVSyst, los cuales se muestran en la figura 7.17 y

7.18, recogen las pérdidas ocasionadas en la Planta. En ellos podemos ver los valores de

las pérdidas globales por inversor, ya citados.


(Fuente: PVSyst)


(Fuente: PVSyst)



89

También podemos comprobar en las gráficas siguientes (figuras 7.19, 7.20, 7.21 y 7.22)

cómo las pérdidas son menores en la configuración 3, afectando a la producción de ambos

casos.

Figura 7.19: Producción normalizada escenario 3. (Fuente: PVSyst)


(Fuente: PVSyst)

Figura 7.21: Producción normalizada y factores de pérdida


Figura 7.22: Producción normalizada y factores de pérdida


A su vez, la superficie de los módulos supone la misma cantidad. Pero si tenemos en

cuenta también el total de inversores, la Planta precisa de mayor espacio en el escenario 6

puesto que se trata de 200 inversores frente a 4 del escenario 3.


Esc. Potencia

pico (kWp)

Potencia nominal

(kW)

Pérdidas por

inversor (%)

Superficie módulos

(m2)

Energía producida

(MWh/año)


(kWh/kWp/año)

PR (%)

3 2,031 2,000 2.0 12,788 3,507 1,726 83.0

6 2,031 2,000 5.2 12,787 3,392 1,670 80.3



90

Como ya se ha comentado anteriormente, la energía producida consiste en la producción

de energía total a lo largo de un año siendo en la configuración 3 de 3,507 MWh/año y en

el caso del escenario 6 es de 3,392 MWh/año. Es decir, produce mayor energía el 3.








Figura 7.23: Factor de Rendimiento del


Figura 7.24: Factor de Rendimiento del escenario 6.

(Fuent:e PVSyst)



y su PR es menor. Por tanto, en este caso el escenario más óptimo es el escenario 3


Comparación en función de la tecnología:

Tras analizar los seis escenarios dos a dos para determinar si es mejor pocos inversores de

mucha potencia o muchos de poca potencia, se ha concluido que lo más acertado según el

aspecto técnico, es pocos inversores de mucha potencia en función de los modelos

seleccionados en este proyecto. Es decir, en este caso 4 inversores de 500 kW, frente a 200

inversores de 10 kW.

La siguiente decisión se basa en la tecnología del módulo a emplear, teniendo módulos de

Si policristalino, CdTe y Si monocristalino como las posibles y diferentes opciones en este

proyecto. Para ello, se debe realizar una última comparación basada en las características

de cada tipo y los resultados obtenidos con PVSyst en función de los modelos

seleccionados.



91

Algunos de esos resultados se pueden apreciar en la tabla 7.7 mostrada a continuación:

Tabla 7.7: Resultados de los escenarios 1, 2 y 3. (Fuente: Elaboración propia)

Esc. Potencia

pico (kWp)

Potencia nominal

(kW)

Superficie módulos

(m2)

Energía producida

(MWh/año)

PR (%)

Eficiencia de conversión FV en STC

(%)

Pérdidas en el

generador (%)

1 2,105 2,000 14,030 3,654 83.4 15.02 10.6

2 2,112 2,000 13,824 3,737 85.0 15.56 12.4

3 2,031 2,000 12,788 3,507 83.0 15.91 10.8

Según los datos aportados en la tabla 7.7, el total de pérdidas en el generador es del 10.6

% en el caso del escenario 1, en el escenario 3 son de 10.8%, mientras que en escenario 2

son aún mayores tratándose de un 12.4%. Esto también se puede comprobar en el

diagrama de pérdidas de los tres escenarios, correspondiéndose con las figuras 7.25, 7.26

y 7.27.

Figura 7.25: Diagrama de pérdidas del escenario 2. (Fuente: PVSyst)



92





93

Teniendo en cuenta la eficiencia de conversión fotovoltaica en STC (Standard Test

Conditions, es decir, en condiciones estándar de ensayo) mostrada en cada uno de los

diagramas anteriores, el escenario con mayor porcentaje es el 3 (tecnología: Si

monocristalino) con un 15.91%, seguido del escenario 2 (tecnología: CdTe) con 15.56%, y

por último, el escenario número 1 (Si policristalino) con un 15.02%. Dichas condiciones

consisten en una temperatura de 25ºC, una irradiancia de 1,000W/m2 y una distribución

espectral AM 1.5.

Dado que no es posible comparar respecto a la potencia del campo, ni a la producción

generada, ni a la superficie necesaria puesto que no hay un parámetro común, la elección

del tipo de tecnología del módulo será en función de los resultados ya citados.

Por tanto, atendiendo a los valores obtenidos con PVSyst, en primer lugar el escenario 1

con módulos de Si policristalino se descarta, ya que es el que menor eficiencia de

conversión fotovoltaica tiene y ocupa mayor superficie a pesar de producir menos.

Figura 7.28: Gráfica de eficiencias de módulos de distintas tecnologías. (Fuente: NREL)

Según la figura 7.28, la tecnología con mayor eficiencia de las empleadas en este proyecto

es Si monocristalino, lo cual coincide con los resultados obtenidos.

Atendiendo a dichos resultados, serían óptimos ambos tipos de tecnologías (siendo los

modelos seleccionados en este proyecto).



94

Otros factores a tener en cuenta son:

- En el caso de la instalación con paneles de CdTe, son necesarios muchos más módulos

que en el resto de configuraciones con las distintas tecnologías. Se trata de una gran

diferencia, siendo un total de 19,200 de aquellos de CdTe frente a 7,813 módulos de Si

monocristalino.

- Esa gran cantidad de módulos, conlleva mayor cableado, obra civil, zanjas,

estructuras, etc.

- Por tanto, a mayor número de módulos y estructuras, se precisa de más componentes

que limpiar.

En base a todos estos factores, se escoge la tecnología de Si monocristalino.

Para la elección del escenario más adecuado, no sólo se tiene en cuenta el aspecto

técnico sino también el factor económico.

Figura 7.29: Costes de inversión para instalaciones

PV en suelo sin seguimiento. (Fuente: IDAE)

Figura 7.30: Evolución de los costes de inversión

de una instalación PV en suelo. (Fuente: IDAE)

De acuerdo con las figuras 7.29 y 7.30, se aprecia cómo el módulo es el elemento más

costoso, seguido del inversor y a continuación el resto de la instalación.

Por ello, se procede a hacer un análisis económico en base a esos dos elementos de la

planta solar fotovoltaica con el fin de ver qué escenario sale más rentable, tal y como

se muestra en la tabla 7.8.



95

Tabla 7.8: Análisis económico en función de módulo e inversor. (Elaboración propia)

Escenario Nº

módulos

Coste módulo

(€/unidad)

Nº

inversores

Coste

inversor

(€/unidad)

Coste

Total

Esc. 1 7,260 145 4 45,000 1,232,700

Esc. 2 19,200 46,2 4 45,000 1,067,040

Esc. 3 7,813 153.4 4 45,000 1,278,514.

2

Esc. 4 7,260 145 200 1,500 1,352,700

Esc. 5 19,200 46,2 200 1,500 1,187,040

Esc. 6 7,812 153.4 200 1,500 1,498,360.

8



96

Capítulo 8: Conclusiones

Tal y como se comenta en base al aspecto técnico en el apartado de resultados, en primer

lugar se descartan los 3 escenarios correspondientes a aquellos con 200 inversores de 10

kW cada uno.

A continuación, se estudia qué tecnología es la más adecuada en este proyecto, de acuerdo

con los resultados obtenidos por el software PVSyst para estos modelos determinados.

Respecto a eficiencia, espacio requerido y producción se elimina el escenario con módulos

de Si policristalino. Entre los dos restantes, siendo ambos escenarios óptimos para la

configuración definitiva de la instalación, se concluye escogiendo el módulo de Si

monocristalino considerado como el más acertado en este caso.

Por otro lado, tras realizar el análisis económico, tan sólo haciendo referencia a módulos e

inversores, los escenarios ordenados económicamente de mayor a menor resultan de la

siguiente forma:

- Escenario 2 (tecnología: CdTe; inversores de 500 kW)

- Escenario 5 (tecnología: CdTe; inversores de 10 kW)

- Escenario 1 (tecnología: Si policristalino; inversores de 500 kW)

- Escenario 3 (tecnología: Si monocristalino; inversores de 500 kW)

- Escenario 4 (tecnología: Si policristalino; inversores de 10 kW)

- Escenario 6 (tecnología: Si monocristalino; inversores de 10 kW)

Económicamente, teniendo en cuenta el coste de módulos e inversores tal y como se ha

mencionado previamente, los escenarios más baratos serían aquellos con paneles de CdTe.

Por tanto, si tan sólo se hace referencia a los resultados obtenidos tanto del análisis

económico como técnico, el escenario más óptimo es el número 2, es decir, aquel con

tecnología de CdTe e inversores de 500kW.

Por otro lado, si pensamos en el momento en que se lleva a cabo la instalación y en sus

labores diarias de operación y mantenimiento una vez que la Planta se encuentre en

funcionamiento, la configuración más óptima no es la número 2. Esto es debido a la gran

cantidad de módulos que precisa, lo cual supone más obra civil, mayor número de

estructuras, cableado, etc.

A pesar de no ser el escenario más económico, respecto a módulos e inversores como se

ha analizado en el apartado 7 (Resultados), se decide escoger el escenario 3 valorando lo

analizado técnicamente y sus futuros gastos respecto a obra civil, cableado, estructuras,

limpieza, etc. durante las fases de construcción y explotación.

Por tanto, con esta decisión se garantiza una buena producción y rentabilidad siendo los

componentes bastante eficientes, causando pocas pérdidas del inversor y módulos y

ocupando la menor superficie posible.



97

Presupuesto

INGENIERO DEL PROYECTO:

Descripción Tiempo (Horas) Coste unitario

(€/hora) Coste Total (€)

Búsqueda bibliográfica 70 20 1,400

Simulaciones 30 20 600

Elaboración del

documento 150 20 3,000

5,000 €

MATERIAL EMPLEADO:

Descripción Tiempo (Horas) Coste unitario

(€/hora) Coste Total (€)

BBDD: Solargis,

Meteornom, PVGIS,

SWERA-NREL y NASA

5 - -

Software PVSyst 45 - -

Microsoft Excel 5 - -

Microsoft Word 200 - -

PC 5 meses - 879

879 €

PRESUPUESTO GENERAL DEL PROYECTO:

Coste unitario (€/hora) Coste sin IVA (€) IVA Coste Total (€)

Proyecto Final 5,879 21% 7,113

Asciende el presupuesto general a la expresada cantidad de “SIETE MIL CIENTO TRECE

EUROS”.



98

Trabajos Futuros

Algunos trabajos que se pueden realizar en el futuro son:

- La ampliación de potencia de la instalación. Para ello se podría estructurar la

Planta en distintos subsistemas.

- Un estudio en diferentes localizaciones, es decir, analizar en qué medida afecta la

latitud para la producción de energía.

- Un estudio de producción con distintas condiciones climatológicas.

- El diseño de más escenarios con otras tecnologías de módulos y su

correspondiente comparación entre ellos.



99

Referencias

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100

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Independet Technical Advisory: Mitigation of Technical Risks for Utility-Scale Photovoltaic

Power Plants Projects.



101

Anexos

- Hojas de características de los componentes empleados.

- Informes generados por el Software PVSyst.

Diseño de una Planta Fotovoltaica en conexión a redRESUMEN Este proyecto tiene como principal...

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